CN109025953A - 一种稠油热采抑制底水锥进的凝胶泡沫剂的使用方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种稠油热采抑制底水锥进的凝胶泡沫剂的使用方法，属于油田开采及油田化学技术领域。该方法包括以下步骤：1)采油井周期综合含水大于90％时，向采油井内注入氮气，形成前置氮气段塞；2)继续向采油井内注入氮气与凝胶泡沫剂溶液的混合体系，形成氮气‑凝胶泡沫主体段塞；3)向采油井内注入氮气，形成顶替氮气段塞；4)注入蒸汽，即可。前置氮气段塞能将井筒及地层近井地带水推至油层，平衡地层压力，氮气‑凝胶泡沫主体段塞能有效抑制底水侵入，顶替氮气段塞能将凝胶泡沫堵剂顶替出筛管及近井筒地带，防止堵剂在近井筒附近固结，堵塞注汽、采油通道。该方法能延缓底水锥进速度，提高蒸汽波及系数及利用率，改善油藏开发效果。

Description

一种稠油热采抑制底水锥进的凝胶泡沫剂的使用方法

本申请为下述申请的分案申请，

原申请的申请日：2016年08月23日，

原申请的申请号：201610709754.3，

原申请的发明名称：凝胶泡沫抑制底水锥进的稠油热采方法。

技术领域

本发明涉及一种稠油热采抑制底水锥进的凝胶泡沫剂的使用方法，属于油田开采及油田化学技术领域。

背景技术

稠油亦称重质原油或高粘原油，原油d₄ ²⁰＞0.92。稠油中尤其是直链含蜡烃轻馏分含量少，胶质、沥青质含量高，硫、氧、氮等元素化合物以及镍、钒等金属成分的含量也较高，因而具有比重大、粘度高、凝点低等特点，且在较宽的温度范围内呈牛顿流体特性。由于地层温度下稠油的粘度较高，在原始地层中难以自主流动，普通开采存在较大困难，必须采用热采的方式开发，注蒸汽是目前最主要的稠油热采方式。注蒸汽开采包括蒸汽吞吐和蒸汽驱，其中蒸汽吞吐是采用周期性或循环性注蒸汽的方式采油，通过向稠油井注进高温高压湿饱和蒸汽，将油层中一定范围内的原油加热降粘后回采出来，即吞进蒸汽、吐出原油。蒸汽吞吐是稠油油藏开发的主要技术，但是随着生产周期的延长，油产量显著下降。尤其对于具有底水的超稠油油藏，由于储层夹层薄，油层距下部水层近或直接与底水相连，并受水平井开发方式影响，水窜通道较短，投入蒸汽吞吐开发后易引起水层窜通或底水锥进，导致油井含水大幅上升。由于稠油油藏的非均质性特点以及受热采开发的影响，多轮吞吐后胶质、沥青质沉积，蒸汽与水等的密度差异导致重力超覆，引起蒸汽在高渗层窜流，发生水窜、汽窜。随着蒸汽沿高渗透带突进，蒸汽波及系数逐渐减小，蒸汽有效面积和利用率明显降低。加之多轮吞吐后地层压降增大，受边水、底水侵袭等影响，蒸汽吞吐开采效果变差每况愈差，单井原油产量逐渐减少，采油效率明显降低。

公布号CN105064962A的发明专利公开了一种氮气泡沫抑制稠油热采边水推进的方法，针对周期综合含水率≥90％的稠油热采蒸汽吞吐井，在注蒸汽前先注入氮气形成前置氮气段塞，再向采油井内注入发泡液(发泡剂占0.4％～0.8％，成分参见专利CN104109523A)，与前置氮气接触发泡(气液比1～2:1)，接着注入氮气形成中置氮气段塞，最后向采油井内注入蒸汽，其中，前、中置氮气段塞的氮气注入量是蒸汽注入量的40～80倍，前置氮气段塞的氮气注入量为总氮气注入量的1/3～1/2。该方法能有效封堵边水，抑制边水锥进，同时提高注入蒸汽的波及系数及驱替效率，改善稠油热采效果，但是泡沫封堵强度弱，而油藏底水能力强，对底水锥进的抑制效用欠佳。公告号CN102876304B的发明专利公开了一种水平井底水封堵工艺，先用机械封隔器卡封出水点，注入环空化学封隔器，根据水平井所处油藏温度选择封堵剂体系，对于热采水平井，采用无机沉淀型体系与氮气泡沫体系或温敏凝胶体系，并分两段塞注入，体积比1～3:3～1，先注入无机沉淀型体系形成第一段塞，再注入氮气泡沫体系或温敏凝胶体系形成第二段塞，顶替适量油田水后关井成胶。该方法适用于高含水或特高含水水平井，可达到高强度深部封堵目的，有效降低水平井含水率，提高油井产能，但是底水油层目前尚无法准确找到出水位置，难以用封隔器卡封出水点，只能采取笼统封堵的措施，必须采用选择性堵剂，并且受筛管完井方式影响，无法使用颗粒性堵剂封堵底水。

发明内容

本发明的目的是提供一种凝胶泡沫抑制底水锥进的稠油热采方法。

为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：

一种凝胶泡沫抑制底水锥进的稠油热采方法，步骤如下：

1)采油井周期综合含水大于90％时，向采油井内注入氮气，形成前置氮气段塞；

2)继续向采油井内注入氮气与凝胶泡沫剂溶液的混合体系，形成氮气-凝胶泡沫主体段塞；

3)向采油井内注入氮气，形成顶替氮气段塞；

4)注入蒸汽，即可；

步骤2)中凝胶泡沫剂由α-烯基磺酸盐、丙烯酰胺、填料、交联剂和控制剂组成，以质量比计，α-烯基磺酸盐:丙烯酰胺:填料:交联剂:控制剂＝(0.5～1):(1.5～3):(1.5～3.5):(0.05～0.1):(0.0025～0.025)。

步骤1)中氮气的注入量按照下式1计算：

式1：V_前置氮气＝V_直井段+V_水平段＝π·D₁ ²/4·H₁+π·D₂ ²/4·H₂；

式中：V_前置氮气为前置氮气段塞的氮气注入量，Nm³(标方)；V_直井段为水平井直井段井筒体积，Nm³；V_水平段为水平井水平段轴心线圆柱体体积，Nm³；D₁为套管内径，m；D₂为以水平井段为轴心线的圆柱体直径，m，设计半径3～5m；H₁为直井段长度，m；H₂为水平井段长度，m。

步骤2)中凝胶泡沫剂的用量按照下式2计算：

式2：m_{凝胶泡沫剂}＝V_封堵体积·n_配液浓度·ρ_{凝胶泡沫剂溶液}；

式中：m_{凝胶泡沫剂}为凝胶泡沫剂的用量，kg；V_封堵体积为封堵体积，m³；n_配液浓度为配液浓度，％，设计浓度5％～10％；ρ_{凝胶泡沫剂溶液}为凝胶泡沫剂溶液的密度，kg/m³；

封堵体积V_封堵体积按照水脊数值模拟图形简化的三棱柱模型设计，计算公式如下：

式3：V_封堵体积＝L·H²·tanθ·Φ·α；

式中：L为水脊长度，m(易突破井段)，水脊长度一般为生产井段长度的1/4～1/3；H为水脊高度，即油层下边界到水层上边界的夹层厚度，m；θ为水脊夹角，°，经验取值30～60°；Φ为易突破井段孔隙度，％；α为注入系数，无量纲，经验取值0.53～0.6。

步骤2)中氮气(即伴注氮气)的注入量是封堵体积的1～2倍(即气液比n为1～2，是指油藏温度、压力条件下氮气注入量与封堵体积的比值)，封堵体积按照上式3计算得到。

步骤2)的凝胶泡沫剂中α-烯基磺酸盐为α-烯基磺酸钠，用作耐温发泡剂。丙烯酰胺为凝胶主剂，单体结构简单，分子量小，注入时初始粘度较低。

所述填料可采用钠土、粉煤灰等。

所述交联剂可采用N,N-亚甲基双丙烯酰胺、过氧化二苯甲酰等。

所述控制剂可采用偶氮二异庚腈、过硫酸盐(如过硫酸钾)等。

交联反应机理如下：不饱和酰胺单体原料AM聚合属于自由基聚合反应，自由基聚合反应是链式聚合，至少由链引发、链增长和链终止三个基元反应组成。其中链引发反应是形成自由基的反应，热、光、高能辐射及引发剂等均能使单体生成单体自由基，油田以引发剂引发操作方便；链增长反应和形成单体自由基的反应相似，也属于放热反应，由于增长反应活化能较低，速率极高，单体自由基一旦生成后，立刻与单体分子发生加成反应，生成含有更多的单体单元的链自由基，单体分子与链自由基的连续加成反应使链不断增长；链终止反应即增长的链自由基彼此反应，失去活性生成稳定的高分子化合物的过程，链终止反应的活化能极低，有时甚至为零，因此终止反应速率常数很大，链增长反应和链终止反应是一对消长反应，高聚物的生成还取决于反应物的浓度，通常聚合体系中单体浓度比自由基浓度大得多，链增长速率比链终止速率要高几千和十几万数量级，足以生成聚合度很高的长链自由基和大分子。

步骤3)中氮气的注入量等于井筒环空体积(也即水平井直井段井筒体积)与过顶替系数的乘积，按照下式4计算：

式4：V_顶替氮气＝β·V_{井筒环空体积}＝β·V_直井段＝β·π·D₁ ²/4·H₁；

式中：V_顶替氮气为顶替氮气段塞的氮气注入量，Nm³；V_{井筒环空体}为水平井直井段环空体积，Nm³；V_直井段为水平井直井段井筒体积，Nm³；D₁为套管内径，m；H₁为直井段长度，m；β为过顶替系数，无量纲，经验取值1.2～1.5。

步骤4)中蒸汽的注入量为周期设计注气量。一般的，按照数模研究结果和油井周期产状综合考虑。

步骤1)～4)中氮气、凝胶泡沫剂溶液的注入压力无特殊要求，注入速度由注入设备控制，如900m³/h。

本发明的有益效果：

本发明采用凝胶泡沫堵水技术，设计思路是采用三个段塞，即前置段塞、主体段塞和顶替段塞，前置段塞采用氮气，将井筒及地层近井地带水推至油层，同时平衡地层压力，主体段塞注入氮气与凝胶泡沫剂的混合体系，在水窜通道中形成氮气-凝胶泡沫段塞，抑制底水侵入，顶替段塞同样采用氮气，将凝胶泡沫堵剂顶替出筛管及近井筒地带，防止堵剂在近井筒附近固结，堵塞注汽、采油通道，同时对管柱起到隔热保护作用。

本发明通过应用凝胶泡沫堵水技术，将发泡剂与凝胶交联形成凝胶泡沫体系，在地面用清水或含油污水稀释后，通过地面设备加注氮气，使发泡剂、凝胶、交联剂等成分与氮气充分混合，形成凝胶泡沫，注入时在井口与氮气混合注入，使凝胶泡沫形成稳定的泡沫流，进入地层实施凝胶泡沫封堵。凝胶泡沫是以凝胶为外相的泡沫，凝胶泡沫在成凝之前具有水基泡沫的特点，在成凝之后又具有弹性凝胶的特点，具有封堵能力强、稳定性好、选择性好等特点。蒸汽吞吐井注入高温凝胶泡沫体系后，凝胶泡沫能封堵油藏水窜通道，有效抑制蒸汽进入水层，而转向加热油层，提高蒸汽波及系数及利用率，同时延缓底水锥进速度，改善油藏开发效果。

附图说明

图1为本发明的实施例1中前置段塞氮气用量设计示意图；

图2为本发明的实施例1中水平井水脊数值模拟图形；

图3为本发明的实施例1中水脊简化模型图；

图4为本发明的试验例中发泡剂溶液阻力因子随注入气液比的变化曲线图；

图5为本发明的试验例中凝胶泡沫阻力因子随注入速度的变化曲线图；

图6为本发明的试验例中基础填砂模型的结构示意图。

具体实施方式

下述实施例仅对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。

实施例1

1、油井基本情况

措施井春10Ⅱ2-9-3H井是准噶尔盆地东部的一口水平采油井，完钻层位为沙湾组一段Ⅱ2小层，完钻井深：斜深1394.00m，垂深962.34m；轨迹进入点(N₁S₁Ⅱ₂砂顶)：斜深1066.00m，垂深960.41m，水平位移195.19m。

2、设计思路及堵水参数设计

设计思路：

采用凝胶泡沫堵水技术，设计思路是采用三个段塞：前置段塞、主体段塞和顶替段塞。前置段塞主要采用氮气，用氮气将井筒及地层近井地带水推至油层，同时平衡地层压力；主体段塞注入氮气和凝胶泡沫剂，在水窜通道中形成氮气-凝胶泡沫段塞，抑制底水侵入；顶替段塞为氮气段塞，主要是将凝胶泡沫堵剂顶替出筛管及近井筒地带，防止堵剂在近井筒附近固结，堵塞注汽、采油通道，同时对管柱起到隔热保护作用。

堵水参数设计：

1)前置段塞氮气用量设计(见图1)

根据式1计算V_前置氮气，由克拉伯龙方程(PV＝nRT)换算标况下的氮气体积，即5500Nm³。

2)凝胶泡沫剂用量设计

在底水油藏开采过程中，水平井由于隔层遮挡作用弱，注汽过程中易从隔层遮挡薄弱部位注窜水层，造成底水上窜形成水脊(见图2)。

为简化凝胶泡沫剂用量计算，将水平井水脊模型简化为三棱柱形状(见图3)。

封堵体积按照简化的三棱柱模型设计，措施井水平段长度277.36m，根据类似水平井产液剖面测试数据，水脊长度一般为生产井段长度的1/4～1/3，本井按照生产井段长度的1/3计算水脊长度为55m，封堵体积参数设计见下表1。

表1措施井主体段塞封堵体积参数设计

封堵体积V_封堵体积的计算公式如下：

式3：V_封堵体积＝L·H²·tanθ·Φ·α＝55×4.1²×tan45°×0.263×0.53≈130m³。

所述凝胶泡沫剂由α-烯基磺酸钠、丙烯酰胺、钠土、N,N-亚甲基双丙烯酰胺和偶氮二异庚腈组成，以质量比计，α-烯基磺酸盐:丙烯酰胺:钠土:N,N-亚甲基双丙烯酰胺:偶氮二异庚腈＝1:3:3.5:0.1:0.025。

凝胶泡沫剂的用量按照下式2计算：

式2：m_{凝胶泡沫剂}＝V_封堵体积·n_配液浓度·ρ_{凝胶泡沫剂溶液}＝130·5％·ρ_{凝胶泡沫剂溶液}≈6.5吨。

3)氮气-凝胶泡沫段塞伴注氮气用量设计

V_封堵体积＝L·H²·tanθ·Φ·α；

V_伴注氮气＝V_封堵体积·n；由克拉伯龙方程换算标况下的氮气体积为13380Nm³。

4)顶替段塞氮气用量设计

根据式4计算V_顶替氮气，由克拉伯龙方程换算标况下的氮气体积为6300Nm³，反注氮气6800Nm³井筒隔热。

5)蒸汽用量设计

周期设计蒸汽用量为1500t。

措施井春10Ⅱ2-9-3H井三个段塞参数设计见下表2。

表2春10Ⅱ2-9-3H井各个段塞参数设计

3、措施步骤及生产情况

措施井第1周期注汽量1254吨，注汽压力17.9MPa，周期产油748吨，综合含水52％，回采水率63.7％；第2周期注汽压力13.5MPa，注汽压力下降，生产周期产油742吨，综合含水75％，回采水率283.7％，与第1周期相比综合含水和回采水率大幅上升，判断本周期注汽时与下部水层汽窜，导致生产后含水大幅上升；第3周期注汽压力12.9MPa，生产后综合含水89.3％，回采水率629.8％，液量38.2t/d，日产油由汽窜前9.3t/d下降到4.1t/d，生产产状高液量高含水；综合分析，决定在第4周期实施凝胶泡沫堵水措施，延长有效生产周期。

措施步骤如下：

1)措施井周期综合含水为90％时，在注入压力7.5MPa下，向措施井内反注氮气5500Nm³；

2)在注入压力10MPa下，利用地面三通装置将配制好的凝胶泡沫剂与氮气混合，再注入到井筒中，在井筒内形成稳定的泡沫流；

3)在注入压力11.5MPa下，先向措施井内正注氮气6300Nm³，再反注氮气6800Nm³；

4)在注入压力12MPa下，向措施井内正注蒸汽1500t，即可。

措施实施后截止目前，累计生产103.8天，阶段周期产油543.3吨，峰值产油8.9t/d，综合含水87％，比措施前含水95％下降8个百分点，截止目前累计增油404吨，效果持续有效。措施井周期吞吐效果统计见下表3。

表3措施井周期吞吐效果统计

试验例

1、注入时机研究

参照专利(公布号CN105064962A)中双管模型(结构示意图见专利中附图3)组装试验装置，分别在周期综合含水75％、80％和90％注入凝胶泡沫抑制底水，优化注入时机，试验结果见下表4。

表4不同时机注入开发效果对比

从表4可以看出，在周期综合含水较高时注入凝胶泡沫能更好的封堵水流通道，抑制底水锥进。并且，高综合含水时注入凝胶泡沫的累计产油量高于低综合含水时注入凝胶泡沫的累计产油量，即高综合含水时注入凝胶泡沫的控水增油能力更好。分析原因：原油存在会严重降低泡沫稳定性，影响泡沫在多孔介质中的封堵性能。在周期综合含水率较低时注入凝胶泡沫，由于原油存在，泡沫稳定性较差，对底水高渗通道的封堵能力较弱，但随着地层中原油不断被采出，含油饱和度逐渐降低，泡沫稳定性逐渐增强，封堵性能越来越好。因此，注入凝胶泡沫抑制底水的时机不宜过早，在周期综合含水率较高时注入凝胶泡沫对底水的封堵效果最好。

2、注入参数研究

1)凝胶泡沫剂中发泡剂和聚合物浓度的优化

在温度25℃条件下，分别测量发泡剂浓度0.3wt％、0.5wt％、0.7wt％、0.8wt％、0.9wt％、时的气泡体积和半衰期，结果见下表5。

表5发泡剂浓度对气泡体积和半衰期的影响

发泡剂浓度(％)	气泡体积(mL)	排液半衰期(min)	泡沫半衰期(min)
				0.3	260	3.5	/
0.5	250	3.5	140
				0.7	670	3.5	145
0.8	790	4	140
				0.9	810	4	153

从表5可以看出，凝胶泡沫剂中发泡剂浓度为0.7％～0.8％时，气泡效果较好，泡沫稳定性较强。

在成胶温度75℃条件下，测量聚合物浓度对成胶时间及泡沫粘度的影响，试验结果见下表6。

表6凝胶泡沫剂中PAM浓度对成胶时间及泡沫粘度的影响

PAM(％)	成胶时间(h)	泡沫粘度(mpa·s)
			0.05	86	8600
0.1	72	26000
			0.2	56	36000
0.3	51	48000
			0.35	48	78000

从表6可以看出，凝胶泡沫剂中聚合物浓度为0.3％时效果较为理想。

2)氮气-凝胶泡沫段塞注入气液比的优化

在温度25℃条件下，分别测量氮气-凝胶泡沫段塞注入气液比0.5:1、1:1、1.5:1、2:1、3:1时发泡剂溶液(浓度0.7wt％)的阻力因子，结果见下表7。

表7不同注入气液比时发泡剂溶液的阻力因子

气液比	发泡剂溶液阻力因子
		0.5:1	40.12
1:1	103.98
		1.5:1	100.89
2:1	93.02
		3:1	85.35

根据表7中数据绘制发泡剂溶液阻力因子随注入气液比的变化曲线图，见图4。图4表明，注入气液比低时，泡沫产生缓慢且量少，在岩心中形成的压力低，阻力因子小；注入气液比高时，产生泡沫的质量差，泡沫大、稀疏易灭，稳定性差，阻力因子小。因此，注入气液比介于1～2:1时为佳，在这个范围内形成的气泡细密、稳定，且表观黏度高。

3、注入速度对凝胶泡沫阻力因子的影响

试验方法：按1:1气液比向填砂管内注入氮气和凝胶泡沫剂溶液，记录填砂管两端的压差作为基础压差；在1:1气液比下，采用0.5mL/min、1mL/min、1.5mL/min、2mL/min、2.5mL/min、3mL/min、3.5mL/min、4mL/min的注入速度向填砂管内注入氮气和凝胶泡沫剂溶液，记录不同速度下岩心两端的压差(即工作压差)，工作压差与基础压差之比即为阻力因子，结果见图5。

图5表明，凝胶泡沫剂注入速度过低时，渗流速度慢，基础压差测不出来；注入速度达0.3mL/min时才能有效产生泡沫，但此时泡沫质量较差，压差较小；随着注入速度的增大，产生泡沫的质量逐渐变好，注入压力及阻力因子也逐渐增大；当注入速度大于1.5mL/min，增大注入速度，阻力因子变化不大。因此现场应用时，在低于地层破裂压力下，应尽量提高注入速度。

4、注入方式对凝胶泡沫采收率以及阻力因子的影响

试验方法：利用石英砂和填砂管填出100μm²左右的基础填砂模型(见图6)，测试其孔隙体积PV，用蒸馏水在岩心流动实验装置上测出其基础压差；按照表8中注入方式同时或先后在填砂模型中注入氮气和凝胶泡沫剂，测试其突破压差，并计算阻力因子，结果见下表8。

表8不同注入方式下的阻力因子对比

从表8可以看出，气液混注时，阻力因子达到100以上，封堵效果好；气液交替注入时，交替的频率越高，交替段塞越小，阻力因子越大，泡沫封堵效果好。因此在现场应用时优选氮气与凝胶泡沫剂连续混合注入的方式。

Claims (9)

1.一种凝胶泡沫抑制底水锥进的稠油热采方法，其特征在于：步骤如下：

1)采油井周期综合含水大于90％时，向采油井内注入氮气，形成前置氮气段塞；

2)继续向采油井内注入氮气与凝胶泡沫剂溶液的混合体系，形成氮气-凝胶泡沫主体段塞；

3)向采油井内注入氮气，形成顶替氮气段塞；

4)注入蒸汽，即可；

步骤2)中凝胶泡沫剂由以下质量比的组分组成：α-烯基磺酸盐:丙烯酰胺:填料:交联剂:控制剂＝0.5～1:1.5～3:1.5～3.5:0.05～0.1:0.0025～0.025；

步骤2)中凝胶泡沫剂的用量按照下式2计算：

式2：m_{凝胶泡沫剂}＝V_封堵体积·n_配液浓度·ρ_{凝胶泡沫剂溶液}；

式中：m_{凝胶泡沫剂}为凝胶泡沫剂的用量，kg；V_封堵体积为封堵体积，m³；n_配液浓度为配液浓度，％，设计浓度5％～10％；ρ_{凝胶泡沫剂溶液}为凝胶泡沫剂溶液的密度，kg/m³；

式3：V_封堵体积＝L·H²·tanθ·Φ·α；

式中：L为水脊长度，m，水脊长度一般为生产井段长度的1/4～1/3；H为水脊高度，即油层下边界到水层上边界的夹层厚度，m；θ为水脊夹角，°，经验取值30～60°；Φ为易突破井段孔隙度，％；α为注入系数，无量纲，经验取值0.53～0.6。

2.根据权利要求1所述的稠油热采方法，其特征在于：步骤2)中氮气的注入量是封堵体积的1～2倍。

3.根据权利要求1所述的稠油热采方法，其特征在于：所述α-烯基磺酸盐为α-烯基磺酸钠。

4.根据权利要求1所述的稠油热采方法，其特征在于：所述填料为钠土和/或粉煤灰。

5.根据权利要求1所述的稠油热采方法，其特征在于：所述交联剂为N,N-亚甲基双丙烯酰胺或过氧化二苯甲酰。

6.根据权利要求1所述的稠油热采方法，其特征在于：所述控制剂为偶氮二异庚腈或过硫酸盐。

7.根据权利要求1所述的稠油热采方法，其特征在于：步骤3)中氮气的注入量等于水平井直井段井筒体积与过顶替系数的乘积，按照下式4计算：

式4：V_顶替氮气＝β·V_{井筒环空体积}＝β·V_直井段＝β·π·D₁ ²/4·H₁；

式中：V_顶替氮气为顶替氮气段塞的氮气注入量，Nm³；V_{井筒环空体}为水平井直井段环空体积，Nm³；V_直井段为水平井直井段井筒体积，Nm³；D₁为套管内径，m；H₁为直井段长度，m；β为过顶替系数，无量纲，经验取值1.2～1.5。

8.根据权利要求1所述的稠油热采方法，其特征在于：步骤4)中蒸汽的注入量为周期设计注气量。

9.根据权利要求2-8任一项所述的稠油热采方法，其特征在于：步骤1)中氮气的注入量按照下式1计算：

式1：V_前置氮气＝V_直井段+V_水平段＝π·D₁ ²/4·H₁+π·D₂ ²/4·H₂；

式中：V_前置氮气为前置氮气段塞的氮气注入量，Nm³；V_直井段为水平井直井段井筒体积，Nm³；V_水平段为水平井水平段轴心线圆柱体体积，Nm³；D₁为套管内径，m；D₂为以水平井段为轴心线的圆柱体直径，m，设计半径3～5m；H₁为直井段长度，m；H₂为水平井段长度，m。