本發(fā)明涉及一種高滲孔道型油藏鉻鋁離子復(fù)配調(diào)剖劑及其使用方法，該調(diào)剖劑可改善儲(chǔ)層適應(yīng)性，進(jìn)而可提高高滲孔道型油藏增油效果，屬于油田應(yīng)用化學(xué)劑領(lǐng)域。
背景技術(shù)：
我國(guó)陸上油田的水驅(qū)采收率總體水平較低，一般低于50％，其重要原因之一是水驅(qū)的波及效率較低；影響水驅(qū)波及效率的一個(gè)重要因素是非均質(zhì)性；高滲孔道型油藏具有滲透率高、孔喉寬和微裂縫發(fā)育的特征，由于孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性和巖石表面性質(zhì)，高滲孔道型油藏同樣存在非均質(zhì)性；使得水驅(qū)時(shí)，水的推進(jìn)不能均勻地活塞式前進(jìn)，造成注入水沿高滲層段突進(jìn)，出現(xiàn)局部水竄現(xiàn)象，從而降低了注入水的波及效率，制約了水驅(qū)采收率。
傳統(tǒng)的方法是對(duì)其孔道進(jìn)行封堵而后進(jìn)行水驅(qū)，此種方法中，單純的調(diào)剖及后續(xù)的水驅(qū)往往難以適應(yīng)儲(chǔ)層的復(fù)雜性，造成封堵后的小規(guī)模水竄、指進(jìn)等現(xiàn)象，使得進(jìn)一步提高水驅(qū)動(dòng)用程度的難度較大。
針對(duì)高滲孔道型油藏提高采收率技術(shù)需求，本發(fā)明提供一種應(yīng)用于高滲孔道型油藏的鉻鋁離子交聯(lián)復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑，用于解決上述提出的問(wèn)題。
技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：
本發(fā)明的目的在于提供一種高滲孔道型油藏鉻鋁離子復(fù)配調(diào)剖劑及其使用方法，通過(guò)雙段塞形式注入高滲孔道型油藏中，前置段塞混合多個(gè)高分子聚丙烯酰胺及添加劑形成復(fù)配聚合物，對(duì)油藏中高滲區(qū)、大孔道實(shí)施封堵；后置段塞混合多個(gè)低分子量聚丙烯酰胺及添加劑，擁有低粘度、流動(dòng)性強(qiáng)、抗剪切性特征，在前置段塞封堵后注入油藏進(jìn)行調(diào)驅(qū)，可抑制封堵后水驅(qū)產(chǎn)生的小規(guī)模水竄、指進(jìn)現(xiàn)象，調(diào)剖劑中含有適量表面活性劑，可改善油藏巖石的親水性，抑制傳統(tǒng)調(diào)剖方法難以控制的蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)在近井地帶沉積的現(xiàn)象；本發(fā)明調(diào)剖劑配制方法簡(jiǎn)單，可適應(yīng)礦化度500mg/l-35000mg/l的配制水，并且原料廉價(jià)易得。
為達(dá)到上述目的，本發(fā)明采用如下技術(shù)方案。
一種高滲孔道型油藏鉻鋁離子復(fù)配調(diào)剖劑，其主要成分為：部分水解聚丙烯酰胺相對(duì)分子質(zhì)量分別為500*104、800*104、1000*104、1200*104、1800*104、2400*104，乙酸鉻，檸檬酸鋁，亞硫酸鈉，間苯二酚，硫脲，酒石酸鉀鈉，表面活性劑，偏硅酸鈉，葡萄糖酸鈉，水楊酸；其中表面活性劑具體可為壬基酚聚氧乙烯醚、椰油酰胺丙基羥磺基甜菜堿、十二烷基苯磺酸鈉、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、全氟烷基甜菜堿或其他適用于高滲孔道型油藏的表面活性劑；針對(duì)高滲孔道型油藏，設(shè)計(jì)雙段塞式調(diào)剖劑，以下用段塞a調(diào)剖劑和段塞b調(diào)剖劑來(lái)進(jìn)行描述。
段塞a調(diào)剖劑包括復(fù)配聚合物和添加劑；其中，復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為1200*104、1800*104、2400*104，其質(zhì)量比為15：35：50；添加劑包括乙酸鉻、檸檬酸鋁、亞硫酸鈉、間苯二酚、硫脲、酒石酸鉀鈉；段塞a調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物質(zhì)量比為0.2％-0.4％，乙酸鉻質(zhì)量比為0.05％-0.15％，檸檬酸鋁質(zhì)量比為0.05％-0.15％，亞硫酸鈉質(zhì)量比為0.2％-0.4％，間苯二酚質(zhì)量比為0.2％-0.4％，硫脲質(zhì)量比為0.1％-0.3％，酒石酸鉀鈉質(zhì)量比為0.15％-0.25％，余下組分為配制水。
優(yōu)選地，段塞a調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物、乙酸鉻、檸檬酸鋁、亞硫酸鈉、間苯二酚、硫脲、酒石酸鉀鈉質(zhì)量比為0.25％-0.35％：0.07％-0.13％：0.07％-0.13％：0.25％-0.35％：0.25％-0.35％：0.15％-0.25％：0.17％-0.23％，余下組分為配制水。
更優(yōu)選地，段塞a調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物、乙酸鉻、檸檬酸鋁、亞硫酸鈉、間苯二酚、硫脲、酒石酸鉀鈉質(zhì)量比為0.3％：0.1％：0.1％：0.3％：0.3％：0.22％：0.2％，余下組分為配制水。
段塞a調(diào)剖劑主要作用機(jī)理為，通過(guò)三種高分子質(zhì)量部分水解聚丙烯酰胺與鉻鋁離子交聯(lián)復(fù)配，形成分子線團(tuán)形式聚合物，擁有骨架型交聯(lián)結(jié)構(gòu)，具有延遲成膠、膠體物性穩(wěn)定、破膠時(shí)間長(zhǎng)、耐鹽性特征，可對(duì)儲(chǔ)層中的高滲區(qū)、大孔道實(shí)施穩(wěn)固封堵；亞硫酸鈉、硫脲作為除氧劑可有效抑制配置過(guò)程中及油藏中的氧對(duì)調(diào)剖劑產(chǎn)生的降粘效應(yīng)，從而增強(qiáng)聚合物的穩(wěn)定性；酒石酸鉀鈉作為分散劑使用，可使復(fù)配聚合物體系分子間分布更為均勻，增加分子線團(tuán)外圍吸附力，從而提高調(diào)剖劑在高滲孔道型油藏中的封堵效果；段塞a主要用作封堵高滲孔道型油藏中的高滲區(qū)或大孔道，改善高滲孔道型油藏的非均質(zhì)性，從而提高后續(xù)注入段塞b的驅(qū)油效果。
段塞b調(diào)剖劑包括復(fù)配聚合物和添加劑；其中，復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為500*104、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為60：25：15；添加劑包括表面活性劑、乙酸鉻、檸檬酸鋁、偏硅酸鈉、葡萄糖酸鈉、水楊酸；段塞b調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物質(zhì)量比為0.05％-0.1％，表面活性劑質(zhì)量比為2％-6％，乙酸鉻質(zhì)量比為0.01％-0.03％、檸檬酸鋁質(zhì)量比為0.01％-0.03％，偏硅酸鈉質(zhì)量比為0.05％-0.15％，葡萄糖酸鈉質(zhì)量比為0.05％-0.15％，水楊酸質(zhì)量比為0.01％-0.03％，余下組分為配制水。
優(yōu)選地，段塞b調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物、表面活性劑、乙酸鉻、檸檬酸鋁、偏硅酸鈉、葡萄糖酸鈉、水楊酸的質(zhì)量比為0.06％-0.09％：3％-5％：0.01％-0.03％：0.01％-0.03％：0.07％-0.13％：0.07％-0.13％：0.01％-0.03％，余下組分為配制水。
更優(yōu)選地，段塞b調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物、表面活性劑、乙酸鉻、檸檬酸鋁、偏硅酸鈉、葡萄糖酸鈉、水楊酸的質(zhì)量比為0.07％：4.2％：0.02％：0.02％：0.1％：0.1％：0.02％，余下組分為配制水。
段塞b主要作用機(jī)理為，通過(guò)較低質(zhì)量分?jǐn)?shù)的低分子聚丙烯酰胺與鉻鋁離子交聯(lián)形成復(fù)配聚合物，擁有較低粘度特征，在段塞a封堵后進(jìn)行聚驅(qū)；水楊酸起到調(diào)節(jié)基液酸度作用,在配置過(guò)程中首先加入，使其與配制水中金屬離子相結(jié)合，減少由于配制水中礦化度高引起的沉淀、絮凝作用，同樣具有一定的交聯(lián)作用；段塞b中含有適量的表面活性劑，表面活性劑采用復(fù)配方式，可改善蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)在近井地帶沉積的現(xiàn)象，并可改善油藏的親水性，達(dá)到聚驅(qū)提高采收率的目的，表面活性劑在段塞b配制過(guò)程中最后加入，以避免在配置過(guò)程中與水楊酸反應(yīng)發(fā)生降解；偏硅酸鈉起到固化劑作用，通過(guò)加入固化劑使聚合物延遲成膠后具有一定的強(qiáng)度，增加其封堵性，直至破膠后降解排出；葡萄糖酸鈉起到延遲劑作用，可延緩聚合物成膠時(shí)間，使其以低粘度注入油藏，減少注入壓力，待其到達(dá)預(yù)設(shè)地點(diǎn)后緩慢成膠進(jìn)行調(diào)驅(qū)；在段塞a對(duì)高滲孔道型油藏封堵后，段塞b可對(duì)原本封堵前水驅(qū)難以波及的孔道進(jìn)行調(diào)驅(qū)，實(shí)現(xiàn)雙段塞協(xié)同作用，達(dá)到聚驅(qū)提高采收率的目的。
一種高滲孔道型油藏鉻鋁離子復(fù)配調(diào)剖劑的使用方法，其特征在于，包括以下步驟：
步驟1.結(jié)合油田實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)設(shè)計(jì)調(diào)剖劑注入量、注入速度以及其他注入?yún)?shù)；
步驟2.對(duì)配制水進(jìn)行暴氧處理，配制水采用油田污水或水源水，將配制水中溶解氧含量
降低至3mg/l以下；
步驟3.溫度范圍15-55℃條件下，在混合容器中，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺，
勻速攪拌2-3小時(shí)，隨后向配制水中加入添加劑，勻速攪拌2-3小時(shí)，得調(diào)剖劑；
步驟4.將注水井與混合容器及增壓裝置連接，啟動(dòng)增壓裝置，將調(diào)剖劑注入油藏；
步驟5.段塞a調(diào)剖劑注入量達(dá)到預(yù)設(shè)范圍后靜止18-24小時(shí)使調(diào)剖劑充分成膠；
步驟6.注入驅(qū)替水0.2pv，注入段塞b調(diào)剖劑，隨后進(jìn)行后續(xù)注采作業(yè)。
調(diào)剖劑具體注入量為：首先向油藏或巖心中注入段塞a調(diào)剖劑0.3pv，等待18-24小時(shí)使段塞a調(diào)剖劑充分成膠，隨后向油藏或巖心中注入驅(qū)替水0.2pv，隨后向油藏或巖心中注入段塞b調(diào)剖劑0.5-0.7pv隨后進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)。
本發(fā)明相對(duì)于現(xiàn)有技術(shù)其優(yōu)點(diǎn)在于：
1、段塞a使用三種高分子質(zhì)量部分水解聚丙烯酰胺與鉻鋁離子交聯(lián)復(fù)配，形成分子線團(tuán)形式的復(fù)配型聚合物，擁有骨架型交聯(lián)結(jié)構(gòu)，具有延遲成膠、膠體物性穩(wěn)定、破膠時(shí)間長(zhǎng)、耐鹽性等作用，可對(duì)儲(chǔ)層中的高深區(qū)、大孔道實(shí)施穩(wěn)固封堵。
2、段塞a中，通過(guò)添加亞硫酸鈉、硫脲作為除氧劑可有效抑制配置過(guò)程中及油藏中的氧對(duì)調(diào)剖劑產(chǎn)生的降粘效應(yīng)，保證調(diào)剖劑在油藏中的穩(wěn)定性。
3、在段塞a對(duì)高滲孔道型油藏封堵后，段塞b可對(duì)原本封堵前水驅(qū)難以波及的孔道實(shí)施調(diào)驅(qū)，實(shí)現(xiàn)雙段塞協(xié)同作用，以提高采收率。
4、段塞b中含有適量的表面活性劑，可改善蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)在近井地帶沉積的現(xiàn)象，并可改善油藏的親水性，達(dá)到聚驅(qū)提高采收率的目的，且復(fù)配表面活性劑作用效果優(yōu)于單一表面活性劑。
5、本發(fā)明通過(guò)雙段塞注入形式，改善高滲孔道型油藏非均質(zhì)性、采出程度低、吸水指數(shù)低，增加后續(xù)水驅(qū)波及系數(shù)，抑制死油區(qū)生成，以改善傳統(tǒng)采油方法對(duì)高滲孔道型油藏采收率低、經(jīng)濟(jì)效益差等弊端。
具體實(shí)施方式
下述實(shí)施例中所使用的實(shí)驗(yàn)方法如無(wú)特殊說(shuō)明，均為常規(guī)方法。
下述實(shí)施例中使用的部分水解聚丙烯酰胺為中國(guó)石油大慶煉化公司生產(chǎn)，相對(duì)分子質(zhì)量為500*104、800*104、1000*104、1200*104、1800*104、2400*104，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為90％；乙酸鉻為山東西亞化學(xué)工業(yè)有限公司生產(chǎn)，分析純；檸檬酸鋁為濟(jì)南鑫雅化工有限公司生產(chǎn)，優(yōu)級(jí)純gr；亞硫酸鈉為天津市致遠(yuǎn)化學(xué)試劑有限公司生產(chǎn)，分析純；間苯二酚為廣東翁江化學(xué)試劑有限公司生產(chǎn)，分析純；硫脲為山東嘉穎化工科技有限公司生產(chǎn)，分析純；酒石酸鉀鈉為德州潤(rùn)昕實(shí)驗(yàn)儀器有限公司生產(chǎn)，分析純ar；偏硅酸鈉為上海躍達(dá)實(shí)業(yè)有限公司生產(chǎn)，固體含量57％；葡萄糖酸鈉為上海屹慧化工有限公司生產(chǎn)，含量99％；水楊酸為南京化學(xué)試劑股份有限公司生產(chǎn)，分析純；壬基酚聚氧乙烯醚為江蘇省海安石油化工廠生產(chǎn)，cas號(hào)：9016-45-9，純度98％；十二烷基苯磺酸鈉為山東小野化學(xué)股份有限公司生產(chǎn)，分析純；全氟烷基甜菜堿為武漢賽沃爾化工有限公司生產(chǎn)，含量：≥98％；椰子油脂肪酸二乙醇酰胺為山東小野化學(xué)股份有限公司生產(chǎn)，分析純；椰油酰胺丙基羥磺基甜菜堿為廣州柯友化工科技有限公司生產(chǎn)，分析純ar。
通過(guò)室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)方法對(duì)調(diào)剖劑封堵效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，具體如下：
實(shí)施例一：
1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對(duì)配制水進(jìn)行暴氧處理，將配制水中溶解氧含量降低至3mg/l以下；(2)在溫度15℃條件下，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺并勻速攪拌2小時(shí)，隨后向配制水中加入添加劑，并勻速攪拌3小時(shí)，獲得調(diào)剖劑；(3)配制完成后將調(diào)剖劑直接注入巖心。
2、配制水，通過(guò)向蒸餾水中加入nacl調(diào)節(jié)至礦化度為500mg/l，用以模擬生產(chǎn)中使用的水源水。
3、具體藥劑應(yīng)用量為：
段塞a：復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為1200*104、1800*104、2400*104，其質(zhì)量比為15：35：50；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、檸檬酸鋁、亞硫酸鈉、間苯二酚、硫脲、酒石酸鉀鈉質(zhì)量比為0.3％：0.1％：0.1％：0.3％：0.3％：0.22％：0.2％，余下組分為配制水。
段塞b：復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為500*104、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為60：25：15；復(fù)配聚合物、壬基酚聚氧乙烯醚、椰油酰胺丙基羥磺基甜菜堿、乙酸鉻、檸檬酸鋁、偏硅酸鈉、葡萄糖酸鈉、水楊酸的質(zhì)量比為0.07％：2.1％：2.1％：0.02％：0.02％：0.1％：0.1％：0.02％，余下組分為配制水。
4、具體巖心制造規(guī)模如下：
實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測(cè)滲透率為2000*10-3μm2，通過(guò)高滲透率巖心模擬高滲孔道油藏。
5、驅(qū)替油為原油，30℃情況下粘度44mpa.s。
6、封堵性能測(cè)試操作步驟如下：
(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m1；
(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配制水，觀察巖心表面無(wú)氣泡生成時(shí)停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m2；
(3)將飽和配置水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以2ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩(wěn)定時(shí)記錄該壓力和流量；
(4)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.3pv，記錄注入調(diào)剖劑時(shí)的壓力，靜置24小時(shí)待用；
(5)以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)，記錄出口端出第一滴水時(shí)的突破壓力，待壓力穩(wěn)定時(shí)記錄該壓力和流量；
(6)全程實(shí)驗(yàn)在30℃恒溫情況下進(jìn)行，根據(jù)記錄結(jié)果計(jì)算出原始滲透率、堵后滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)。
7、封堵性能評(píng)價(jià)如下表
從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對(duì)巖心調(diào)剖效果明顯，封堵率已達(dá)90％以上，說(shuō)明該復(fù)配聚合物體系與模擬水源水結(jié)合后無(wú)負(fù)面影響。
8、驅(qū)油能力測(cè)試操作步驟如下：
(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m3；
(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配置水，觀察巖心表面無(wú)氣泡生成時(shí)停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m4；
(3)以1.5ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅(qū)至出口端不再出水時(shí)停泵，記錄累計(jì)出水量，靜置4小時(shí)待用；
(4)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實(shí)驗(yàn)在30℃恒溫情況下進(jìn)行，以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時(shí)停泵，記錄出油量及采收率；
(5)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.3pv，注完后放置18小時(shí)，隨后注入配制水0.2pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.5pv，停泵；
(6)進(jìn)行正向水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，驅(qū)至含水98％時(shí)停止實(shí)驗(yàn)，記錄出油量，并計(jì)算巖心最終采收率值。
9、驅(qū)油能力評(píng)價(jià)如下表：
從上述數(shù)據(jù)得知，使用模擬水源水配制調(diào)剖劑，在模擬油藏30℃情況下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對(duì)高滲透率巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善巖心非均質(zhì)性，提高采收率24.67％，說(shuō)明本發(fā)明調(diào)剖劑可改善油藏非均質(zhì)性，調(diào)剖效果明顯。
實(shí)施例二：
1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對(duì)配制水進(jìn)行暴氧處理，將配制水中溶解氧含量降低至3mg/l以下；(2)在溫度35℃條件下，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺并勻速攪拌2.5小時(shí)，隨后向配制水中加入添加劑，并勻速攪拌2.5小時(shí)，獲得調(diào)剖劑；(3)配制完成后將調(diào)剖劑直接注入巖心。
2、配制水，通過(guò)向蒸餾水中加入nacl調(diào)節(jié)至礦化度為8000mg/l，用以模擬實(shí)際生產(chǎn)中使用的油田污水。
3、具體藥劑應(yīng)用量為：
段塞a：復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為1200*104、1800*104、2400*104，其質(zhì)量比為15：35：50；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、檸檬酸鋁、亞硫酸鈉、間苯二酚、硫脲、酒石酸鉀鈉質(zhì)量比為0.2％：0.05％：0.05％：0.2％：0.2％：0.1％：0.15％，余下組分為配制水。
段塞b：復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為500*104、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為60：25：15；復(fù)配聚合物、十二烷基苯磺酸鈉、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、乙酸鉻、檸檬酸鋁、偏硅酸鈉、葡萄糖酸鈉、水楊酸的質(zhì)量比為0.05％：1％：1％：0.01％：0.01％：0.05％：0.05％：0.01％，余下組分為配制水。
4、具體巖心制造規(guī)模如下：
實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測(cè)滲透率為2000*10-3μm2，通過(guò)高滲透率巖心模擬高滲孔道油藏。
5、驅(qū)替油為原油，50℃情況下粘度44mpa.s。
6、封堵性能測(cè)試操作步驟如下：
(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m5；
(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配制水，觀察巖心表面無(wú)氣泡生成時(shí)停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m6；
(3)將飽和配置水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以2ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩(wěn)定時(shí)記錄該壓力和流量；
(4)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.3pv，記錄注入調(diào)剖劑時(shí)的壓力，靜置24小時(shí)待用；
(5)以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)，記錄出口端出第一滴水時(shí)的突破壓力，待壓力穩(wěn)定時(shí)記錄該壓力和流量；
(6)全程實(shí)驗(yàn)在50℃恒溫情況下進(jìn)行，根據(jù)記錄結(jié)果計(jì)算出原始滲透率、堵后滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)。
7、封堵性能評(píng)價(jià)如下表
從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對(duì)巖心調(diào)剖效果明顯，封堵率已達(dá)90％以上，說(shuō)明該復(fù)配聚合物體系與模擬油田污水結(jié)合后無(wú)負(fù)面影響。
8、驅(qū)油能力測(cè)試操作步驟如下：
(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m7；
(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配置水，觀察巖心表面無(wú)氣泡生成時(shí)停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m8；
(3)以1.5ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅(qū)至出口端不再出水時(shí)停泵，記錄累計(jì)出水量，靜置4小時(shí)待用；
(4)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實(shí)驗(yàn)在50℃恒溫情況下進(jìn)行，以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時(shí)停泵，記錄出油量及采收率；
(5)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.3pv，注完后放置24小時(shí)，隨后注入配制水0.2pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.7pv，停泵；
(6)進(jìn)行正向水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，驅(qū)至含水98％時(shí)停止實(shí)驗(yàn)，記錄出油量，并計(jì)算巖心最終采收率值。
9、驅(qū)油能力評(píng)價(jià)如下表：
從上述數(shù)據(jù)得知，使用模擬油田污水配制調(diào)剖劑，在模擬油藏50℃情況下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對(duì)高滲透率巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善巖心非均質(zhì)性，提高采收率25.38％，說(shuō)明本發(fā)明調(diào)剖劑可改善油藏非均質(zhì)性，調(diào)剖效果明顯。
實(shí)施例三：
1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對(duì)配制水進(jìn)行暴氧處理，將配制水中溶解氧含量降低至3mg/l以下；(2)在溫度55℃條件下，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺并勻速攪拌3小時(shí)，隨后向配制水中加入添加劑，并勻速攪拌2小時(shí)，獲得調(diào)剖劑；(3)配制完成后將調(diào)剖劑直接注入巖心。
2、配制水，通過(guò)向蒸餾水中加入可溶性鹽類調(diào)節(jié)礦化度，最終礦化度為35000mg/l，用以模擬實(shí)際生產(chǎn)中使用的油田污水。
3、具體藥劑應(yīng)用量為：
段塞a：復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為1200*104、1800*104、2400*104，其質(zhì)量比為15：35：50；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、檸檬酸鋁、亞硫酸鈉、間苯二酚、硫脲、酒石酸鉀鈉質(zhì)量比為0.4％：0.15％：0.15％：0.4％：0.4％：0.3％：0.25％，余下組分為配制水。
段塞b：復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為500*104、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為60：25：15；復(fù)配聚合物、壬基酚聚氧乙烯醚、全氟烷基甜菜堿、乙酸鉻、檸檬酸鋁、偏硅酸鈉、葡萄糖酸鈉、水楊酸的質(zhì)量比為0.1％：2.5％：3.5％：0.03％：0.03％：0.15％：0.15％：0.03％，余下組分為配制水。
4、具體巖心制造規(guī)模如下：
實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測(cè)滲透率為2000*10-3μm2，通過(guò)高滲透率巖心模擬高滲孔道油藏。
5、驅(qū)替油為原油，70℃情況下粘度37mpa.s。
6、封堵性能測(cè)試操作步驟如下：
(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m9；
(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配制水，觀察巖心表面無(wú)氣泡生成時(shí)停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m10；
(3)將飽和配置水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以2ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩(wěn)定時(shí)記錄該壓力和流量；
(4)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.3pv，記錄注入調(diào)剖劑時(shí)的壓力，靜置24小時(shí)待用；
(5)以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)，記錄出口端出第一滴水時(shí)的突破壓力，待壓力穩(wěn)定時(shí)記錄該壓力和流量；
(6)全程實(shí)驗(yàn)在70℃恒溫情況下進(jìn)行，根據(jù)記錄結(jié)果計(jì)算出原始滲透率、堵后滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)。
7、封堵性能評(píng)價(jià)如下表
從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對(duì)巖心調(diào)剖效果明顯，封堵率已達(dá)90％以上，說(shuō)明該復(fù)配聚合物體系與模擬油田污水結(jié)合后無(wú)負(fù)面影響。
8、驅(qū)油能力測(cè)試操作步驟如下：
(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m11；
(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配置水，觀察巖心表面無(wú)氣泡生成時(shí)停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m12；
(3)以1.5ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅(qū)至出口端不再出水時(shí)停泵，記錄累計(jì)出水量，靜置4小時(shí)待用；
(4)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實(shí)驗(yàn)在70℃恒溫情況下進(jìn)行，以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時(shí)停泵，記錄出油量及采收率；
(5)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.3pv，注完后放置22小時(shí)，隨后注入配制水0.2pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.6pv，停泵；
(6)進(jìn)行正向水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，驅(qū)至含水98％時(shí)停止實(shí)驗(yàn)，記錄出油量，并計(jì)算巖心最終采收率值。
9、驅(qū)油能力評(píng)價(jià)如下表：
從上述數(shù)據(jù)得知，使用模擬油田污水配制調(diào)剖劑，在模擬油藏70℃情況下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對(duì)高滲透率巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善巖心非均質(zhì)性，提高采收率26.77％，說(shuō)明本發(fā)明調(diào)剖劑可改善油藏非均質(zhì)性，調(diào)剖效果明顯。