CN114961639B - 一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于稠油油藏开发技术领域，公开了一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法。首先将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝12~36h进行封堵；封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；然后注汽进行蒸汽疏通；最后进行蒸汽驱开采。本发明通过多级粒径无机凝胶体系对稠油油藏井的大孔道形成良好封堵，再以高稳定氮气泡沫辅助封堵中小孔道，可以有效控制大孔道的渗流能力；然后以蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠对低渗透层段中的原油进行降粘疏通，再以尿素、烷基苯磺酸钠、蒸汽形成蒸汽泡沫油驱替，封堵、降粘、驱油等多种功能形成堵疏结合工艺，可以有效提高稠油油藏蒸汽驱后期采收率。
Description
技术领域
本发明涉及稠油油藏开发技术领域，尤其涉及一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法。
背景技术
稠油油藏汽驱井进入蒸汽驱开发后期，受储层非均质性、蒸汽超覆、注采矛盾及动用等影响，蒸汽驱开发后期汽驱效果逐年变差，汽窜水淹频繁，剩余储量难以动用。油藏经过数十年的蒸汽驱开发后，储层原始孔喉受高温及间歇汽蚀的影响，部分孔径变大，形成稳定并逐级变大的汽窜通道，导致蒸汽驱后期，汽驱波及体积急剧变小。由于不同时期形成的汽窜通道所经历的蒸汽侵蚀时间差异及原始储层中的孔喉变化，汽窜通道呈现出不同规模及通道孔径的多级变化，一级通道封堵后，次一级的通道会启动，因此，低频次的高温封堵难以对汽窜通道形成稳定的控制。
目前稠油油藏蒸汽驱开发存在的问题主要为：（1）汽窜及地层亏空严重影响汽驱开发效果；（2）受渗透率韵律及蒸汽超覆作用影响，吞吐及汽驱早期，油层整体动用特征明显；（3）汽窜通道发育，同一井组不同方向汽窜通道波及特征不同，剩余油分布复杂，常规措施难以改善汽驱开发效果。
因此，如何有效控制汽窜，改善蒸汽驱后期稠油油藏开发效果对稠油蒸汽驱开发具有重要意义。
发明内容
本发明的目的在于提供一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，解决现有技术存在的上述问题。
为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
本发明提供了一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝12~36h进行封堵；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采。
优选的，在上述一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法中，所述步骤（1）中将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井的具体方法为：注汽井的上段注入粗分散无机凝胶，段塞强度为0.5~2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；注汽井的下段注入微粉无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，顶替段塞，不封口；采油井的角井注入细分散无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；采油井的边井注入超细无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2。
优选的，在上述一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法中，所述步骤（1）中粗分散无机凝胶的中值粒径为55μm；微粉无机凝胶的中值粒径为35μm；细分散无机凝胶的中值粒径为45μm；超细无机凝胶的中值粒径为20μm。
优选的，在上述一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法中，所述步骤（2）中注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵的具体方法为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为1.5~2MPa时，使用高稳定氮气泡沫B；蒸汽驱的压力小于1.5MPa时，使用高稳定氮气泡沫A。
优选的，在上述一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法中，所述步骤（2）中高稳定氮气泡沫A的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于2880min，泡沫发泡率为300~400%，抗温性大于等于250℃；
高稳定氮气泡沫B的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于1440min，泡沫发泡率为400~500%，抗温性大于等于250℃。
优选的，高稳定氮气泡沫A由泡沫基液A和氮气按体积比1：1~3组成；泡沫基液A按质量百分含量计，包括1~2%纳米蒙脱土、0.5~1%两亲性纳米二氧化硅、0.5~1%泡沫剂，余量为水；纳米蒙脱土的制备方法为：将蒙脱土与水搅拌30~100min后依次进行离心沉降和水洗，然后重复离心沉降和水洗，直至离心沉降后得到半透明凝胶，烘干至恒重，得到纳米蒙脱土；纳米蒙脱土的粒径为20~50nm；两亲性纳米二氧化硅的制备方法为：将正硅酸乙酯、氨水、甲醇按体积比1~3：1~5：20~30混合，于室温反应1~4h，得到纳米二氧化硅分散液；使用乙酸调节纳米二氧化硅分散液的pH为7~7.5，加入纳米二氧化硅分散液体积分数0.1~0.2%的十二烷基三甲氧基硅烷，于80~90℃回流反应1~5h，依次进行离心和无水乙醇洗涤，重复离心和无水乙醇洗涤3~6次，然后于80~90℃真空干燥6~10h，得到两亲性纳米二氧化硅；两亲性纳米二氧化硅的粒径为35~100nm；泡沫剂为十二烷基苯磺酸钠；
高稳定氮气泡沫B由泡沫基液B和氮气按体积比1：1~2组成；泡沫基液B按质量百分含量计，包括0.5~2%纳米无机硅酸盐、0.5~1%泡沫剂，余量为水；纳米无机硅酸盐的制备方法为：粘土经过920~980℃烧结2~12h后，依次经过粉碎、气浮分离，得到纳米无机硅酸盐；纳米无机硅酸盐的粒径为50~100nm；泡沫剂为十二烷基苯磺酸钠；
优选的，在上述一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法中，所述步骤（3）中蒸汽疏通包括采油井降粘吞吐引效疏通和注汽井低速预热降粘驱替疏通；
采油井降粘吞吐引效疏通的控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3~0.45%；烷基苯磺酸钠的加入量为0.2~0.5%；
注汽井低速预热降粘驱替疏通的控制条件为：注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3~0.45%；烷基苯磺酸钠的加入量为0.2~0.5%。
经由上述的技术方案可知，与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：
本发明通过多级粒径无机凝胶体系对稠油油藏井的大孔道形成良好的封堵，再以高稳定氮气泡沫辅助封堵中小孔道，可以有效控制大孔道的渗流能力；然后以蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠（降粘剂）对低渗透层段中的原油进行降粘疏通，再以尿素、烷基苯磺酸钠（降粘剂）、蒸汽形成蒸汽泡沫油驱替，最终形成多级粒径尺寸的颗粒逐级封堵控制，无机凝胶固相、降粘疏通的乳化油相、泡沫相及泡沫油驱替相形成堵驱结合，封堵、降粘、驱油等多种功能形成堵疏结合工艺，可以有效提高稠油油藏蒸汽驱后期的采收率。
具体实施方式
本发明提供了一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝12~36h进行封堵；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采。
在本发明中，所述步骤（1）中将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井的具体方法为：注汽井的上段注入粗分散无机凝胶，段塞强度为0.5~2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；注汽井的下段注入微粉无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，顶替段塞，不封口；采油井的角井注入细分散无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；采油井的边井注入超细无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2。
在本发明中，所述步骤（1）中粗分散无机凝胶的中值粒径为55μm；微粉无机凝胶的中值粒径为35μm；细分散无机凝胶的中值粒径为45μm；超细无机凝胶的中值粒径为20μm。
在本发明中，所述步骤（2）中注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵的具体方法为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为1.5~2MPa时，使用高稳定氮气泡沫B；蒸汽驱的压力小于1.5MPa时，使用高稳定氮气泡沫A。
在本发明中，所述步骤（2）中高稳定氮气泡沫A的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于2880min，泡沫发泡率为300~400%，抗温性大于等于250℃；
高稳定氮气泡沫B的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于1440min，泡沫发泡率为400~500%，抗温性大于等于250℃。
在本发明中，所述步骤（2）中高稳定氮气泡沫段塞的注入根据前期汽窜规模确定；其中，氮气量为10000~20000Nm3，泡沫液为100~200m3。
在本发明中，所述步骤（3）中蒸汽疏通包括采油井降粘吞吐引效疏通和注汽井低速预热降粘驱替疏通；
采油井降粘吞吐引效疏通的控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量优选为0.3~0.45%，进一步优选为0.33~0.41%，更优选为0.37%；烷基苯磺酸钠的加入量优选为0.2~0.5%，进一步优选为0.26~0.43%，更优选为0.38%；烷基苯磺酸钠优选为烷基苯磺酸钠；
注汽井低速预热降粘驱替疏通的控制条件为：注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量优选为0.3~0.45%，进一步优选为0.36~0.43%，更优选为0.4%；烷基苯磺酸钠的加入量优选为0.2~0.5%，进一步优选为0.29~0.46%，更优选为0.42%；烷基苯磺酸钠优选为烷基苯磺酸钠；
其中，尿素的加入量为尿素与蒸汽冷凝后水的质量比；烷基苯磺酸钠的加入量为烷基苯磺酸钠与蒸汽冷凝后水的质量比。
在本发明中，所述步骤（3）中当蒸汽与尿素同时注入，与不加尿素相比，升温到相同温度所需蒸汽用量明显降低，且随着尿素加入量增加，稠油粘度降低加快，流动能力明显提高，整体降粘率达到98%以上。
在本发明中，所述步骤（4）中蒸汽驱开采的具体条件为：注汽井按照40~60t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采。
下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅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。
实施例1
针对A试验区，本实施例提供一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝24h进行封堵；
具体为：注汽井分为上下段，注汽井的上段注入中值粒径为55μm的粗分散无机凝胶，段塞强度为2N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为398m3，注入压力为3.5MPa；注汽井的下段注入中值粒径为35μm的微粉无机凝胶，段塞强度为2N/mm2，顶替段塞，不封口，单井注入量为110m3，注入压力为3MPa；采油井根据油井位置不同，分为角井和边井，采油井的角井注入中值粒径为45μm的细分散无机凝胶，段塞强度为2N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为200m3，注入压力为3.5MPa；采油井的边井注入中值粒径为20μm的超细无机凝胶，段塞强度为2N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为150m3，注入压力为3MPa；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
具体为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为1.8MPa，注入高稳定氮气泡沫B段塞，其中泡沫液为100m3，氮气量为10000Nm3；高稳定氮气泡沫B的性能要求为：泡沫析液半衰期为1440min，泡沫发泡率为400%，抗温性为250℃；
高稳定氮气泡沫B由泡沫基液B和氮气按体积比1：2组成；泡沫基液B按质量百分含量计，包括2%纳米无机硅酸盐、1%十二烷基苯磺酸钠，余量为水；纳米无机硅酸盐的制备方法为：粘土经过950℃烧结6h后，依次经过粉碎、气浮分离，得到粒径为100nm的纳米无机硅酸盐；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
具体为：辅助封堵后对采油井进行降粘吞吐引效疏通，其控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m，形成快速大排量吞吐引效；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.3%；
然后对注汽井进行低速预热降粘驱替疏通，其控制条件为：井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.5%；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采；具体条件为：注汽井按照60t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采。
本实施例的上述开发方法，日产油为32.2t/d，含水86.8%；单独采用蒸汽驱开采（具体条件为：注汽井按照60t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采）日产油为5.4t/d，含水97.5%，本实施例的方法增油效果显著。
实施例2
针对B试验区，本实施例提供一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝20h进行封堵；
具体为：注汽井分为上下段，注汽井的上段注入中值粒径为55μm的粗分散无机凝胶，段塞强度为1N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为413m3，注入压力为3.5MPa；注汽井的下段注入中值粒径为35μm的微粉无机凝胶，段塞强度为1N/mm2，顶替段塞，不封口，单井注入量为101m3，注入压力为3MPa；采油井根据油井位置不同，分为角井和边井，采油井的角井注入中值粒径为45μm的细分散无机凝胶，段塞强度为1N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为230m3，注入压力为3.5MPa；采油井的边井注入中值粒径为20μm的超细无机凝胶，段塞强度为1N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为195m3，注入压力为3MPa；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
具体为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为1.2MPa，注入高稳定氮气泡沫A段塞：其中泡沫液为150m3，氮气量为12000Nm3；高稳定氮气泡沫A的性能要求为：泡沫析液半衰期为2880min，泡沫发泡率为360%，抗温性为250℃；
高稳定氮气泡沫A由泡沫基液A和氮气按体积比1：1组成；泡沫基液A按质量百分含量计，包括2%纳米蒙脱土、1%两亲性纳米二氧化硅、1%十二烷基苯磺酸钠，余量为水；纳米蒙脱土的制备方法为：将蒙脱土与水搅拌70min后依次进行离心沉降和水洗，然后重复离心沉降和水洗，直至离心沉降后得到半透明凝胶，烘干至恒重，得到粒径为50nm的纳米蒙脱土；两亲性纳米二氧化硅的制备方法为：将正硅酸乙酯、氨水、甲醇按体积比1：3：25混合，于室温反应4h，得到纳米二氧化硅分散液；使用乙酸调节纳米二氧化硅分散液的pH为7.1，加入纳米二氧化硅分散液体积分数0.2%的十二烷基三甲氧基硅烷，于90℃回流反应5h，依次进行离心和无水乙醇洗涤，重复离心和无水乙醇洗涤6次，然后80℃真空干燥10h，得到粒径为60nm的两亲性纳米二氧化硅；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
具体为：辅助封堵后对采油井进行降粘吞吐引效疏通，其控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m，形成快速大排量吞吐引效；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.4%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.2%；
然后对注汽井进行低速预热降粘驱替疏通，其控制条件为：井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.4%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.4%；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采；具体条件为：注汽井按照50t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采。
本实施例的上述开发方法，日产油为28.4t/d，含水87.6%；单独采用蒸汽驱开采（具体条件为：注汽井按照50t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采）日产油为4.6t/d，含水95.6%，本实施例的方法增油效果显著。
实施例3
针对C试验区，本实施例提供一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝30h进行封堵；
具体为：注汽井分为上下段，注汽井的上段注入中值粒径为55μm的粗分散无机凝胶，段塞强度为2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为367m3，注入压力为3.5MPa；注汽井的下段注入中值粒径为35μm的微粉无机凝胶，段塞强度为2.5N/mm2，顶替段塞，不封口，单井注入量为123m3，注入压力为3MPa；采油井根据油井位置不同，分为角井和边井，采油井的角井注入中值粒径为45μm的细分散无机凝胶，段塞强度为2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为235m3，注入压力为3.5MPa；采油井的边井注入中值粒径为20μm的超细无机凝胶，段塞强度为2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2，单井注入量为185m3，注入压力为3MPa；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
具体为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为2MPa，注入高稳定氮气泡沫B段塞：其中泡沫液为200m3，氮气量为20000Nm3；高稳定氮气泡沫B的性能要求为：泡沫析液半衰期为1440min，泡沫发泡率为400%，抗温性为250℃；
高稳定氮气泡沫B由泡沫基液B和氮气按体积比1：2组成；泡沫基液B按质量百分含量计，包括2%纳米无机硅酸盐、1%十二烷基苯磺酸钠，余量为水；纳米无机硅酸盐的制备方法为：粘土经过950℃烧结6h后，依次经过粉碎、气浮分离，得到粒径为100nm的纳米无机硅酸盐；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
具体为：辅助封堵后对采油井进行降粘吞吐引效疏通，其控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m，形成快速大排量吞吐引效；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.45%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.45%；
然后对注汽井进行低速预热降粘驱替疏通，其控制条件为：井口注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.45%，烷基苯磺酸钠的加入量为0.5%；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采；具体条件为：注汽井按照40t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采。
本实施例的上述开发方法，日产油为30.7t/d，含水85.9%；单独采用蒸汽驱开采（具体条件为：注汽井按照40t/d注入蒸汽，采油井的采油泵下至射孔段以下2m进行开采）日产油为4.1t/d，含水98.1%，本实施例的方法增油效果显著。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，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，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (3)
1.一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，其特征在于，包括以下步骤：
（1）将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井，然后关闭注汽井和采油井侯凝12~36h进行封堵；
（2）封堵后注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵；
（3）辅助封堵后注汽进行蒸汽疏通；
（4）蒸汽疏通后进行蒸汽驱开采；
其中，所述步骤（2）中注入高稳定氮气泡沫段塞进行辅助封堵的具体方法为：封堵后进行2轮蒸汽吞吐，蒸汽驱的压力为1.5~2MPa时，使用高稳定氮气泡沫B；蒸汽驱的压力小于1.5MPa时，使用高稳定氮气泡沫A；
所述步骤（2）中高稳定氮气泡沫A的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于2880min，泡沫发泡率为300~400%，抗温性大于等于250℃；
高稳定氮气泡沫B的性能要求为：泡沫析液半衰期大于等于1440min，泡沫发泡率为400~500%，抗温性大于等于250℃；
所述步骤（3）中蒸汽疏通包括采油井降粘吞吐引效疏通和注汽井低速预热降粘驱替疏通；
采油井降粘吞吐引效疏通的控制条件为：进行2轮蒸汽吞吐，注汽的启动压力小于地层破裂压力，单井注汽量为500吨，采油泵下至射孔段以下2m；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3~0.45%；烷基苯磺酸钠的加入量为0.2~0.5%；
注汽井低速预热降粘驱替疏通的控制条件为：注汽的启动压力小于地层破裂压力，注汽量为40t/d；注汽为同时注入蒸汽、尿素、烷基苯磺酸钠；尿素的加入量为0.3~0.45%；烷基苯磺酸钠的加入量为0.2~0.5%；
其中，尿素的加入量为尿素与蒸汽冷凝后水的质量比；烷基苯磺酸钠的加入量为烷基苯磺酸钠与蒸汽冷凝后水的质量比；
高稳定氮气泡沫A由泡沫基液A和氮气按体积比1：1~3组成；泡沫基液A按质量百分含量计，包括1~2%纳米蒙脱土、0.5~1%两亲性纳米二氧化硅、0.5~1%泡沫剂，余量为水；纳米蒙脱土的制备方法为：将蒙脱土与水搅拌30~100min后依次进行离心沉降和水洗，然后重复离心沉降和水洗，直至离心沉降后得到半透明凝胶，烘干至恒重，得到纳米蒙脱土；纳米蒙脱土的粒径为20~50nm；两亲性纳米二氧化硅的制备方法为：将正硅酸乙酯、氨水、甲醇按体积比1~3：1~5：20~30混合，于室温反应1~4h，得到纳米二氧化硅分散液；使用乙酸调节纳米二氧化硅分散液的pH为7~7.5，加入纳米二氧化硅分散液体积分数0.1~0.2%的十二烷基三甲氧基硅烷，于80~90℃回流反应1~5h，依次进行离心和无水乙醇洗涤，重复离心和无水乙醇洗涤3~6次，然后于80~90℃真空干燥6~10h，得到两亲性纳米二氧化硅；两亲性纳米二氧化硅的粒径为35~100nm；泡沫剂为十二烷基苯磺酸钠；
高稳定氮气泡沫B由泡沫基液B和氮气按体积比1：1~2组成；泡沫基液B按质量百分含量计，包括0.5~2%纳米无机硅酸盐、0.5~1%泡沫剂，余量为水；纳米无机硅酸盐的制备方法为：粘土经过920~980℃烧结2~12h后，依次经过粉碎、气浮分离，得到纳米无机硅酸盐；纳米无机硅酸盐的粒径为50~100nm；泡沫剂为十二烷基苯磺酸钠。
2.根据权利要求1所述的一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，其特征在于，所述步骤（1）中将多级粒径无机凝胶体系注入注汽井和采油井的具体方法为：注汽井的上段注入粗分散无机凝胶，段塞强度为0.5~2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；注汽井的下段注入微粉无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，顶替段塞，不封口；采油井的角井注入细分散无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2；采油井的边井注入超细无机凝胶，段塞强度为0.5-2.5N/mm2，封口段塞强度为12N/mm2。
3.根据权利要求2所述的一种稠油油藏蒸汽驱堵疏结合开发方法，其特征在于，所述步骤（1）中粗分散无机凝胶的中值粒径为55μm；微粉无机凝胶的中值粒径为35μm；细分散无机凝胶的中值粒径为45μm；超细无机凝胶的中值粒径为20μm。
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