本發(fā)明涉及一種裂縫型油藏復(fù)配聚合物型調(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)而可提高裂縫型油藏石油采收率，屬于油田應(yīng)用化學(xué)劑領(lǐng)域。
背景技術(shù)：
：近年來，聚合物驅(qū)油技術(shù)在國內(nèi)大慶、勝利、新疆和渤海等油田進(jìn)行了大規(guī)模應(yīng)用和礦場試驗(yàn)，獲得了明顯增油降水效果，技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果十分顯著。但在聚合物驅(qū)實(shí)踐中也發(fā)現(xiàn)，對于裂縫型油藏，采出程度偏低，表明聚合物應(yīng)用于裂縫型油藏效率較低；裂縫型油藏由于裂縫分布復(fù)雜，在實(shí)際開發(fā)過程中裂縫系統(tǒng)對油藏開發(fā)的影響具有多重性：1、裂縫系統(tǒng)，尤其是構(gòu)造裂縫加劇了致裂縫型藏的非均質(zhì)性。在注水開發(fā)的過程中，注入水容易沿裂縫系統(tǒng)向前突進(jìn)，所以沿裂縫方向的油井見效快，但含水率上升也很快，容易形成水竄，甚至造成暴性水淹，降低了儲(chǔ)量利用率，增加了油田開發(fā)難度。2、裂縫的發(fā)育程度影響油層的吸水指數(shù)，沉積微相和斷層構(gòu)造的影響各部位裂縫的發(fā)育程度不一致，使得油層的吸水強(qiáng)度也不同。而且，由于油藏中高角度構(gòu)造裂縫和低角度滑脫裂縫與成巖裂縫發(fā)育，在注水時(shí)裂縫吸水能力變強(qiáng)，導(dǎo)致油層吸水指數(shù)下降。3、死油區(qū)分部較多，常規(guī)水驅(qū)過程中，由于大部分驅(qū)替液流經(jīng)裂縫系統(tǒng)，導(dǎo)致了吸水剖面分部不均，驅(qū)替液未曾波及區(qū)域逐步形成死油區(qū)，嚴(yán)重影響裂縫型油藏開發(fā)效果。4、目前在用聚合物通常為部分水解聚丙烯酰胺，其抗鹽性較差，分子線團(tuán)尺寸分布較窄，極易在聚驅(qū)過程中漏失，難以適應(yīng)裂縫型油藏的聚驅(qū)開發(fā)需求。針對裂縫型油藏提高采收率技術(shù)需求，本發(fā)明設(shè)計(jì)一種復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑，克服了上述弊端。技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：本發(fā)明的目的在于提供一種裂縫型油藏復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑及其使用方法，通過雙段塞復(fù)配聚合物注入裂縫型油藏中，可對裂縫型油藏實(shí)施穩(wěn)固封堵，從而提高封堵后水驅(qū)效果，以提高石油采收率；本發(fā)明調(diào)剖劑配制方法簡單、抗剪切性強(qiáng)、成膠前粘度低易注入，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。一種裂縫型油藏復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑，其主要成分為：部分水解聚丙烯酰胺相對分子質(zhì)量分別為1200*104、1900*104、2500*104，乙酸鉻，烏洛托品，亞硫酸鈉，草酸鹽；其中草酸鹽具體可為萘呋胺酯草酸鹽、o-芐基-l-蘇氨酸芐酯草酸鹽、n,n-二甲基對苯二胺草酸鹽或其他具有螯合作用的草酸鹽化合物。具體實(shí)施方式為：在驅(qū)油過程中應(yīng)用雙段塞驅(qū)油的方法，以下用段塞a調(diào)剖劑和段塞b調(diào)剖劑來進(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、1900*104、2500*104，其質(zhì)量比為20：65：15；添加劑包括乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、草酸鹽；段塞a調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物質(zhì)量比為0.15％-0.22％，乙酸鉻質(zhì)量比為0.02％-0.035％，烏洛托品質(zhì)量比為0.05％-0.08％，亞硫酸鈉質(zhì)量比為0.03％-0.06％，草酸鹽質(zhì)量比為0.05％-0.08％，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、烏洛托品、亞硫酸鈉、草酸鹽的質(zhì)量比為0.17％-0.2％：0.025％-0.03％：0.06％-0.07％：0.04％-0.05％：0.06％-0.07％，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、烏洛托品、亞硫酸鈉、草酸鹽的質(zhì)量比為0.18％：0.028％：0.065％：0.045％：0.065％，余下組分為配制水。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1200*104、1900*104、2500*104，其質(zhì)量比為75：15：10；添加劑包括乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、草酸鹽；段塞b調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物質(zhì)量比為0.15％-0.22％，乙酸鉻質(zhì)量比為0.02％-0.035％，烏洛托品質(zhì)量比為0.05％-0.08％，亞硫酸鈉質(zhì)量比為0.03％-0.06％，草酸鹽質(zhì)量比為0.05％-0.08％，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、乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、草酸鹽的質(zhì)量比為0.17％-0.2％：0.025％-0.03％：0.06％-0.07％：0.04％-0.05％：0.06％-0.07％，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、乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、草酸鹽的質(zhì)量比為0.19％：0.028％：0.065％：0.045％：0.065％，余下組分為配制水。調(diào)剖劑主要作用機(jī)理為：通過混合三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺形成復(fù)配聚合物，混合復(fù)配聚合物和添加劑形成調(diào)剖劑，調(diào)節(jié)部分水解聚丙烯酰胺以及添加劑的比例，形成兩個(gè)不同物性的聚合物段塞，前置段塞粘度高、封堵性強(qiáng)，可對油藏中的裂縫、孔道、高滲層實(shí)施穩(wěn)固封堵，后置段塞粘度相對低、成膠時(shí)間長、成膠后仍具有流動(dòng)性，用以調(diào)驅(qū)前置段塞未波及區(qū)域，通過雙段塞協(xié)同作用以調(diào)節(jié)裂縫型油藏的非均質(zhì)性，以提高封堵后水驅(qū)石油采收率；草酸鹽在調(diào)剖劑中起螯合劑作用，通過草酸根中螯合配位體與酰胺分子形成兩個(gè)或更多的配位鍵，從而生成環(huán)狀結(jié)構(gòu)的配位化合物，進(jìn)而提高調(diào)剖劑強(qiáng)度；乙酸鉻和烏洛托品在調(diào)剖劑中作為交聯(lián)劑，通過兩種交聯(lián)劑和三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺協(xié)作反應(yīng)，可形成牢固的網(wǎng)狀分子結(jié)構(gòu)聚合物體系，增加了調(diào)剖劑耐鹽性及穩(wěn)定性；亞硫酸鈉作為除氧劑可抑制配制過程中及油藏中的氧對調(diào)剖劑產(chǎn)生的降粘效應(yīng)，增加調(diào)剖劑的穩(wěn)定性；本發(fā)明通過雙段塞協(xié)同作用對裂縫型油藏實(shí)施封堵、調(diào)驅(qū)，改善油藏非均質(zhì)性，增加后續(xù)水驅(qū)波及系數(shù)，抑制裂縫型油藏死油區(qū)形成，并通過后續(xù)水驅(qū)對油藏進(jìn)行進(jìn)一步開發(fā)。一種裂縫型油藏復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑的使用方法包括以下步驟：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乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、草酸鹽，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48-72小時(shí)使調(diào)剖劑充分成膠；步驟6.注入驅(qū)替水0.3pv，注入段塞b調(diào)剖劑，靜止48-72小時(shí)使調(diào)剖劑充分成膠，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0.05-0.15pv，等待48-72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0.3pv，隨后向油藏或巖心中注入段塞b調(diào)剖劑0.05-0.15pv，等待48-72小時(shí)使段塞b調(diào)剖劑充分成膠，隨后進(jìn)行后續(xù)注采作業(yè)。本發(fā)明相對于現(xiàn)有技術(shù)其優(yōu)點(diǎn)在于：1、針對裂縫型油藏的性質(zhì)，本發(fā)明復(fù)配聚合物混合不同分子質(zhì)量聚丙烯酰胺，分子線團(tuán)尺寸大小不等，因此使其在油藏孔道中流動(dòng)時(shí)波及范圍廣、適應(yīng)性強(qiáng)。2、尺寸大小不等的聚合物分子線團(tuán)易于相互纏繞，形成分子線團(tuán)形式聚合物，可增加其在裂縫中的滯留量，進(jìn)而減小過流斷面，增大流動(dòng)阻力，使阻力系數(shù)和殘留阻力系數(shù)增大，分子線團(tuán)形式聚合物可對裂縫型油藏實(shí)施穩(wěn)固封堵。3、通過復(fù)配聚合物的方式可使調(diào)剖劑的礦化度適應(yīng)性增強(qiáng)，由烏洛托品、亞硫酸鈉及草酸鹽作為復(fù)配聚合物添加劑，可形成牢固的網(wǎng)狀分子構(gòu)型聚合物凝膠，可適應(yīng)礦化度500mg/l-35000mg/l的配制水。4、通過雙段塞注入方式，可針對目標(biāo)油藏實(shí)際參數(shù)，調(diào)整兩個(gè)段塞不同的粘度、成膠時(shí)間、注入速度、注入量及其他參數(shù)，以達(dá)到最優(yōu)化注入。5、本發(fā)明通過雙段塞注入形式，改善裂縫型油藏非均質(zhì)性、采出程度低，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)采油方法對裂縫型油藏采收率低、經(jīng)濟(jì)效益差的弊端。具體實(shí)施方式下述實(shí)施例中所使用的實(shí)驗(yàn)方法如無特殊說明，均為常規(guī)方法。實(shí)施例中使用的部分水解聚丙烯酰胺為中國石油大慶煉化公司生產(chǎn)，相對分子質(zhì)量為1200*104、1900*104、2500*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；烏洛托品為北京鵬彩化學(xué)試劑有限公司生產(chǎn)，分析純；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；萘呋胺酯草酸鹽為湖北鑫源順醫(yī)藥化工有限公司生產(chǎn)，cas號(hào)：3200-06-4，純度98％；o-芐基-l-蘇氨酸芐酯草酸鹽為百靈威科技有限公司生產(chǎn)，cas號(hào)：15260-11-4，純度98％；n,n-二甲基對苯二胺草酸鹽為上海譜振生物有限公司生產(chǎn)，cas號(hào)：62778-12-5，純度98％。通過室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)方法對調(diào)剖劑封堵效果進(jìn)行評價(jià)，具體如下：實(shí)施例一：1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對配制水進(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乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、草酸鹽，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，礦化度為666mg/l，具體離子濃度如下：ca2+mg2+na++k+co32-cl-so42-11714.1638.76409.6822.864.2使用礦化度為666mg/l的配制水，用以模擬油田生產(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、1900*104、2500*104，其質(zhì)量比為20：65：15；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、o-芐基-l-蘇氨酸芐酯草酸鹽的質(zhì)量比為0.15％：0.02％：0.05％：0.03％：0.05％，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1200*104、1900*104、2500*104，其質(zhì)量比為75：15：10；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、o-芐基-l-蘇氨酸芐酯草酸鹽的質(zhì)量比為0.15％：0.02％：0.05％：0.03％：0.05％，余下組分為配制水。4、具體巖心制造規(guī)模如下表：實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心，通過三管并聯(lián)巖心方式模擬裂縫型油藏。5、驅(qū)替油為原油，40℃情況下粘度45mpa.s。6、封堵性能測試操作步驟如下：(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)將飽和配制水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以0.4ml/min的速度向巖心中注入配制水，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0.1pv，放置48小時(shí)，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.1pv，記錄注入調(diào)剖劑時(shí)的壓力，靜置72小時(shí)待用；(5)以0.4ml/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40℃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、封堵性能評價(jià)如下表從上述結(jié)果中可得出，復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑對低、中、高三種滲透率巖心調(diào)剖作用明顯，說明模擬水源水對復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑無負(fù)面影響。8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：(1)將低、中、高三種滲透率巖心放入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制水，觀察巖心表面無氣泡生成時(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0.5ml/min的速度分別向巖心中飽和原油，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)將飽和完原油的三種滲透率巖心并聯(lián)，全程實(shí)驗(yàn)在40℃恒溫情況下進(jìn)行，以0.9ml/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，分別記錄三個(gè)出口的出油量及三管累計(jì)出油量，計(jì)算三種巖心的采收率及累計(jì)采收率；(5)從并聯(lián)巖心公共端以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.15pv，注完后放置66小時(shí)，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.15pv，停泵，靜置66小時(shí)待用；(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)，分別記錄各出口及三管累計(jì)出油量，并計(jì)算各巖心最終采收率值及三管累計(jì)采收率。9、驅(qū)油能力評價(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40℃情況下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對三管并聯(lián)巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善模擬巖心非均質(zhì)性，低滲、中滲巖心分流率增加，低滲、中滲巖心采收率提高值均高于高滲巖心，調(diào)剖劑對高滲巖心形成較強(qiáng)封堵、中滲其次、低滲再次，說明本發(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勻速攪拌3小時(shí)，隨后向配制水中加入乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、草酸鹽，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，礦化度為2286.5mg/l，具體離子濃度如下：na++k+ca2+mg2+cl-so42-hco3-co32-666.89.713.2268.842.71224.361使用礦化度為2286.5mg/l的配制水，用以模擬生產(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、1900*104、2500*104，其質(zhì)量比為20：65：15；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、萘呋胺酯草酸鹽的質(zhì)量比為0.22％：0.035％：0.08％：0.06％：0.08％，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1200*104、1900*104、2500*104，其質(zhì)量比為75：15：10；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、萘呋胺酯草酸鹽的質(zhì)量比為0.22％：0.035％：0.08％：0.06％：0.08％，余下組分為配制水。4、具體巖心制造規(guī)模如下表：實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心，通過三管并聯(lián)巖心方式模擬裂縫型油藏。5、驅(qū)替油為原油，溫度50℃時(shí)粘度為50mpa.s。6、封堵性能測試操作步驟如下：(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)將飽和配制水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以0.4ml/min的速度向巖心中注入配制水，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0.05pv，放置72小時(shí)，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.15pv，記錄注入調(diào)剖劑時(shí)的壓力，靜置48小時(shí)待用；(5)以0.4ml/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、封堵性能評價(jià)如下表從上述結(jié)果中可得出，復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑對低、中、高三種滲透率巖心調(diào)剖作用明顯，封堵率均達(dá)到90％以上，說明使用油田污水做配制水對復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑無負(fù)面影響。8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：(1)將低、中、高三種滲透率巖心放入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制水，觀察巖心表面無氣泡生成時(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0.5ml/min的速度分別向巖心中飽和原油，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)將飽和完原油的三種滲透率巖心并聯(lián)，全程實(shí)驗(yàn)在50℃恒溫情況下進(jìn)行，以0.9ml/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，分別記錄三個(gè)出口的出油量及三管累計(jì)出油量，計(jì)算三種巖心的采收率及累計(jì)采收率；(5)從并聯(lián)巖心公共端以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.15pv，注完后放置72小時(shí)，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.05pv，停泵，靜置72小時(shí)待用；(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)，分別記錄各出口及三管累計(jì)出油量，并計(jì)算各巖心最終采收率值及三管累計(jì)采收率。9、驅(qū)油能力評價(jià)如下表：從上述數(shù)據(jù)得知，配制水礦化度升高至2286.5mg/l，對調(diào)剖劑性能并無負(fù)面影響，在模擬油藏50℃情況下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對三管并聯(lián)巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善模擬巖心非均質(zhì)性，低滲、中滲巖心分流率增加，低滲、中滲巖心采收率提高值均高于高滲巖心，調(diào)剖劑對高滲巖心形成較強(qiáng)封堵、中滲其次、低滲再次，說明本發(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勻速攪拌2.5小時(shí)，隨后向配制水中加入乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、草酸鹽，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、1900*104、2500*104，其質(zhì)量比為20：65：15；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、n,n-二甲基對苯二胺草酸鹽的質(zhì)量比為0.18％：0.028％：0.065％：0.045％：0.065％，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1200*104、1900*104、2500*104，其質(zhì)量比為75：15：10；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、烏洛托品、亞硫酸鈉、n,n-二甲基對苯二胺草酸鹽的質(zhì)量比為0.19％：0.028％：0.065％：0.045％：0.065％，余下組分為配制水。4、具體巖心制造規(guī)模如下表：實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心，通過三管并聯(lián)巖心方式模擬裂縫型油藏。5、驅(qū)替油為原油，溫度60℃情況下粘度為70mpa.s。6、封堵性能測試操作步驟如下：(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)將飽和配制水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以0.4ml/min的速度向巖心中注入配制水，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0.1pv，放置48小時(shí)，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.15pv，記錄注入調(diào)剖劑時(shí)的壓力，靜置56小時(shí)待用；(5)以0.4ml/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60℃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、封堵性能評價(jià)如下表從上述結(jié)果中可得出，復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑對低、中、高三種滲透率巖心調(diào)剖作用明顯，封堵率均達(dá)到95％以上，與低礦化度配制水相比，配制水礦化度增加對復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑有積極性影響。8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：(1)將低、中、高三種滲透率巖心放入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制水，觀察巖心表面無氣泡生成時(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0.5ml/min的速度分別向巖心中飽和原油，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)將飽和完原油的三種滲透率巖心并聯(lián)，全程實(shí)驗(yàn)在60℃恒溫情況下進(jìn)行，以0.9ml/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，分別記錄三個(gè)出口的出油量及三管累計(jì)出油量，計(jì)算三種巖心的采收率及累計(jì)采收率；(5)從并聯(lián)巖心公共端以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.15pv，注完后放置56小時(shí)，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.1pv，停泵，靜置60小時(shí)待用；(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)，分別記錄各出口及三管累計(jì)出油量，并計(jì)算各巖心最終采收率值及三管累計(jì)采收率。9、驅(qū)油能力評價(jià)如下表：從上述數(shù)據(jù)得知，配制水礦化度升高至35000mg/l，對調(diào)剖劑性能并無負(fù)面影響，在模擬油藏60℃情況下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對三管并聯(lián)巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善模擬巖心非均質(zhì)性，低滲、中滲巖心分流率增加，低滲、中滲巖心采收率提高值均高于高滲巖心，調(diào)剖劑對高滲巖心形成較強(qiáng)封堵、中滲其次、低滲再次，說明本發(fā)明調(diào)剖劑可改善油藏非均質(zhì)性，抗鹽性強(qiáng)、調(diào)剖效果明顯。當(dāng)前第1頁12