本發(fā)明涉及一種低滲砂巖油藏復(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)而可提高低滲砂巖型油藏增油效果，屬于油田應(yīng)用化學(xué)劑領(lǐng)域。
背景技術(shù)：
關(guān)于低滲砂巖油藏的定義，國內(nèi)外有多種方案，它隨著經(jīng)濟(jì)文化技術(shù)的改變而改變。我國學(xué)者根據(jù)油層平均滲透率把低滲透油田分為3類：①一般低滲透油田—油層平均滲透率為(50～10.1)*10-3μm2；②特低滲透油田—油層平均滲透率為(10.0～1.1)*10-3μm2；③超低滲透油田—油層平均滲透率為(1.0～0.1)*10-3μm2。
隨著油氣勘探工作的不斷深入，勘探程度的逐年提高，油氣勘探難度亦愈來愈大，非常規(guī)油氣資源已成為勘探開發(fā)的熱點(diǎn)。低滲砂巖油藏由于油層分布復(fù)雜，在實(shí)際開發(fā)過程中具有以下弊端：
1、低滲砂巖油藏具有滲透率低、孔喉狹窄和微裂縫發(fā)育的特征，并具有一定的非均質(zhì)性。
2、由于溫度、壓力等因素的影響，容易造成水驅(qū)過程中發(fā)生水竄、指進(jìn)、無效水循環(huán)以及黏土膨脹等現(xiàn)象。
3、作業(yè)過程中，儲(chǔ)層極易受到外來不配伍流體的傷害，同時(shí)由于溫度、壓力等因素的影響，容易造成蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)在近井地帶沉積，形成有機(jī)堵塞。
4、然而傳統(tǒng)對(duì)低滲砂巖油藏的研究主要集中在酸化、壓裂等工藝，對(duì)低滲砂巖油藏調(diào)剖研究較少。
針對(duì)低滲砂巖油藏提高采收率技術(shù)需求，本發(fā)明提供一種應(yīng)用于低滲砂巖油藏的復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑，用于解決上述提出的問題。
技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：
本發(fā)明的目的在于提供一種低滲砂巖油藏復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑及其使用方法，通過雙段塞形式注入低滲砂巖油藏，前置段塞為多分子復(fù)配型聚合物，可與油藏中不溶懸浮物顆粒相結(jié)合，形成繞核式分子線團(tuán)結(jié)構(gòu)聚合物，對(duì)油藏微裂縫、大孔道實(shí)施選擇性封堵；后置段塞為低粘度復(fù)配聚合物，并加入適量黏土穩(wěn)定劑及表面活性劑，對(duì)未經(jīng)封堵區(qū)域?qū)嵤┱{(diào)驅(qū)，可抑制低滲砂巖油藏黏土膨脹現(xiàn)象，改善蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)在近井地帶沉積；本發(fā)明可改善油藏非均質(zhì)性，增加后續(xù)水驅(qū)波及系數(shù)，抑制低滲砂巖油藏死油區(qū)形成，以改善傳統(tǒng)采油方法對(duì)低滲砂巖油藏采收率低、經(jīng)濟(jì)效益差等弊端。
為達(dá)到上述目的，本發(fā)明采用如下技術(shù)方案。
一種低滲砂巖油藏復(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(duì)分子質(zhì)量分別為500*104、800*104、1000*104，黏土穩(wěn)定劑，表面活性劑，檸檬酸，間苯二酚，水楊酸，烏洛托品；其中黏土穩(wěn)定劑具體可為氯化銨、十二烷基三甲基氯化銨以及其他適用與低滲砂巖油藏的黏土穩(wěn)定劑，表面活性劑包括壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基苯磺酸鈉及全氟烷基甜菜堿；針對(duì)低滲砂巖油藏，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500*104、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為50：35：15；添加劑包括檸檬酸、間苯二酚、烏洛托品；段塞a調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物質(zhì)量比為0.1％-0.15％，檸檬酸質(zhì)量比為0.1％-0.2％，間苯二酚質(zhì)量比為0.02％-0.03％，烏洛托品質(zhì)量比為0.03％-0.06％，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、檸檬酸、間苯二酚、烏洛托品質(zhì)量比為0.11％-0.14％：0.12％-0.18％：0.022％-0.028％：0.04％-0.05％，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、檸檬酸、間苯二酚、烏洛托品質(zhì)量比為0.125％：0.15％：0.025％：0.045％，余下組分為配制水。
段塞a調(diào)剖劑主要作用機(jī)理為，通過混合不同分子質(zhì)量部分水解聚丙烯酰胺形成分子線團(tuán)結(jié)構(gòu)聚合物，在注入地層后，與地層中的黏土顆?；蚱渌蝗軕腋∥锵嘟佑|，并相結(jié)合，形成繞核式分子線團(tuán)型聚合物，段塞a中間苯二酚和烏洛托品會(huì)增加聚丙烯酰胺分子線團(tuán)外圍基團(tuán)的活性，使得段塞a與砂巖相接觸部分具有較大的粘性，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)低滲砂巖油藏微裂縫、大孔道實(shí)施選擇性封堵；檸檬酸起到調(diào)節(jié)基液酸度作用,在配置過程中首先加入，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a主要用作封堵低滲砂巖油藏中的微裂縫或大孔道，改善低滲砂巖油藏的非均質(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80：15：5；添加劑包括黏土穩(wěn)定劑、表面活性劑、檸檬酸、間苯二酚、水楊酸、烏洛托品；段塞b調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物質(zhì)量比為0.05％-0.1％，黏土穩(wěn)定劑質(zhì)量比為0.2％-0.3％，表面活性劑質(zhì)量比為0.1％-0.3％，檸檬酸質(zhì)量比為0.1％-0.2％，間苯二酚質(zhì)量比為0.02％-0.03％，水楊酸質(zhì)量比為0.02％-0.03％，烏洛托品質(zhì)量比為0.02％-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、黏土穩(wěn)定劑、表面活性劑、檸檬酸、間苯二酚、水楊酸、烏洛托品的質(zhì)量比為0.06％-0.09％：0.22％-0.28％：0.15％-0.2％：0.12％-0.18％：0.022％-0.028％：0.022％-0.028％：0.022％-0.028％，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、黏土穩(wěn)定劑、表面活性劑、檸檬酸、間苯二酚、水楊酸、烏洛托品的質(zhì)量比為0.075％：0.25％：0.175％：0.15％：0.025％：0.025％：0.025％，余下組分為配制水。
段塞b主要作用機(jī)理為，通過混合低質(zhì)量分?jǐn)?shù)部分水解聚丙烯酰胺及烏洛托品形成復(fù)配聚合物，并在調(diào)剖劑中加入適量黏土穩(wěn)定劑，擁有低粘度、流動(dòng)性強(qiáng)、抗剪切性強(qiáng)的特征，可抑低滲砂巖油藏水驅(qū)過程中發(fā)生水竄、指進(jìn)、無效水循環(huán)以及黏土膨脹等現(xiàn)象；間苯二酚起到催化劑作用，可縮短配置調(diào)剖劑的時(shí)間，使其在作業(yè)過程中減少作業(yè)成本；檸檬酸、水楊酸起到調(diào)節(jié)基液酸度作用,在配置過程中首先加入，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中加入適量的表面活性劑，可改善蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)在近井地帶沉積的現(xiàn)象，并可改善砂巖油藏的親水性，達(dá)到聚驅(qū)提高采收率的目的，表面活性劑在段塞b配制過程中最后加入，以避免在配置過程中與檸檬酸、水楊酸反應(yīng)發(fā)生降解；在段塞a對(duì)低滲砂巖油藏封堵后，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，從而提高低滲砂巖油藏石油采收率。
一種低滲砂巖油藏復(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(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24-48小時(shí)使調(diào)剖劑充分成膠；
步驟6.注入驅(qū)替水0.4pv，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0.2pv，等待24-48小時(shí)使段塞a調(diào)剖劑逐步成膠，隨后向油藏或巖心中注入驅(qū)替水0.4pv，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)注采作業(yè)。
本發(fā)明相對(duì)于現(xiàn)有技術(shù)其優(yōu)點(diǎn)在于：
1、針對(duì)低滲砂巖油藏的非均質(zhì)性，及可能存在的微裂縫，段塞a調(diào)剖劑可與地層中不溶懸浮物顆粒相結(jié)合，形成繞核式分子線團(tuán)結(jié)構(gòu)，可對(duì)儲(chǔ)層微裂縫、大孔道進(jìn)行選擇性封堵，改善低滲砂巖油藏的非均質(zhì)性。
2、段塞b中，通過混合較低質(zhì)量分?jǐn)?shù)的聚丙烯酰胺及烏洛托品形成復(fù)配聚合物，并在調(diào)剖劑中加入適量黏土穩(wěn)定劑，擁有低粘度、流動(dòng)性強(qiáng)、抗剪切性強(qiáng)的特征，可抑低滲砂巖油藏水驅(qū)過程中發(fā)生水竄、指進(jìn)、無效水循環(huán)以及黏土膨脹等現(xiàn)象。
3、段塞b中加入適量表面活性劑，可改善蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)在近井地帶沉積的現(xiàn)象，并可改善砂巖油藏的親水性，達(dá)到聚驅(qū)提高采收率的目的。
4、本發(fā)明調(diào)剖劑采用多分子復(fù)配型聚合物，其分子結(jié)構(gòu)可適應(yīng)高礦化度配制水，成膠后穩(wěn)定性高；且配制水礦化度對(duì)聚合物分子線團(tuán)尺寸影響較小，抗剪切性良好。
5、本發(fā)明通過雙段塞注入形式，改善低滲砂巖油藏非均質(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(duì)低滲砂巖油藏采收率低、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(duì)分子質(zhì)量為500*104、800*104、1000*104，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為90％；檸檬酸為南京化學(xué)試劑股份有限公司生產(chǎn)，規(guī)格：ar，99.5％；間苯二酚為廣東翁江化學(xué)試劑有限公司生產(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；水楊酸為南京化學(xué)試劑股份有限公司生產(chǎn)，分析純；氯化銨為南京化學(xué)試劑股份有限公司生產(chǎn)，規(guī)格：acs，99.5％；十二烷基三甲基氯化銨為南京化學(xué)試劑股份有限公司生產(chǎn)，純度98％；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％。
通過室內(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，通過加入nacl調(diào)節(jié)至礦化度為500mg/l，用以模擬實(shí)際生產(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500*104、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為50：35：15；復(fù)配聚合物、檸檬酸、間苯二酚、烏洛托品質(zhì)量比為0.125％：0.15％：0.025％：0.045％，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80：15：5；復(fù)配聚合物、十二烷基三甲基氯化銨、全氟烷基甜菜堿、檸檬酸、間苯二酚、水楊酸、烏洛托品的質(zhì)量比為0.075％：0.25％：0.175％：0.15％：0.025％：0.025％：0.025％，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)三層非均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率分別為10*10-3μm2、30*10-3μm2、50*10-3μm2，并在巖心制造過程中加入5％體積分?jǐn)?shù)的nacl，用以模擬地層微裂縫；通過人工制造非均質(zhì)巖心對(duì)低滲砂巖油藏進(jìn)行模擬。
5、驅(qū)替油為原油，40℃情況下粘度35mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅(qū)，水驅(qū)用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅(qū)替水排出，隨后像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬地層中不溶懸浮物，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)將飽和配置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置水，待壓力穩(wěn)定時(shí)記錄該壓力和流量；
(5)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.2pv，記錄注入調(diào)剖劑時(shí)的壓力，靜置24小時(shí)待用；
(6)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；
(7)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)。
7、封堵性能評(píng)價(jià)如下表
堵前滲透率為三層非均值巖心整體滲透率，從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對(duì)三層非均值巖心具有弱封堵性，調(diào)剖劑在巖心中為可移動(dòng)的，為后續(xù)注入段塞b留有驅(qū)替通道。
8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅(qū)，水驅(qū)用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅(qū)替水排出，隨后像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬地層中不溶懸浮物，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)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；
(5)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實(shí)驗(yàn)在40℃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；
(6)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.2pv，注完后放置48小時(shí)，隨后注入配制水0.4pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.6pv，停泵；
(7)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40℃情況下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對(duì)三層非均質(zhì)巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善模擬巖心非均質(zhì)性，提高采收率26.91％，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(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500*104、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為50：35：15；復(fù)配聚合物、檸檬酸、間苯二酚、烏洛托品質(zhì)量比為0.1％：0.1％：0.02％：0.03％，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80：15：5；復(fù)配聚合物、氯化銨、十二烷基苯磺酸鈉、檸檬酸、間苯二酚、水楊酸、烏洛托品的質(zhì)量比為0.05％：0.2％：0.1％：0.1％：0.02％：0.02％：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)三層非均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率分別為10*10-3μm2、20*10-3μm2、30*10-3μm2，并在巖心制造過程中加入5％體積分?jǐn)?shù)的nacl，用以模擬地層微裂縫；通過人工制造非均質(zhì)巖心對(duì)低滲砂巖油藏進(jìn)行模擬。
5、驅(qū)替油為原油，溫度50℃時(shí)粘度為55mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅(qū)，水驅(qū)用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅(qū)替水排出，隨后像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬地層中不溶懸浮物，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)將飽和配置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置水，待壓力穩(wěn)定時(shí)記錄該壓力和流量；
(5)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.2pv，記錄注入調(diào)剖劑時(shí)的壓力，靜置36小時(shí)待用；
(6)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；
(7)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)。
7、封堵性能評(píng)價(jià)如下表
堵前滲透率為三層非均值巖心整體滲透率，從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對(duì)三層非均值巖心具有弱封堵性，調(diào)剖劑在巖心中為可移動(dòng)的，為后續(xù)注入段塞b留有驅(qū)替通道。
8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅(qū)，水驅(qū)用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅(qū)替水排出，隨后像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬地層中不溶懸浮物，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)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；
(5)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；
(6)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.2pv，注完后放置36小時(shí)，隨后注入配制水0.4pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.7pv，停泵；
(7)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)三層非均質(zhì)巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善模擬巖心非均質(zhì)性，提高采收率24.59％，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(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500*104、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為50：35：15；復(fù)配聚合物、檸檬酸、間苯二酚、烏洛托品質(zhì)量比為0.15％：0.2％：0.03％：0.06％，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80：15：5；復(fù)配聚合物、氯化銨、壬基酚聚氧乙烯醚、檸檬酸、間苯二酚、水楊酸、烏洛托品的質(zhì)量比為0.1％：0.3％：0.3％：0.2％：0.03％：0.03％：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)三層非均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率分別為10*10-3μm2、20*10-3μm2、40*10-3μm2，并在巖心制造過程中加入8％體積分?jǐn)?shù)的nacl，用以模擬地層微裂縫；通過人工制造非均質(zhì)巖心對(duì)低滲砂巖油藏進(jìn)行模擬。
5、驅(qū)替油為原油，溫度70℃時(shí)粘度為35mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅(qū)，水驅(qū)用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅(qū)替水排出，隨后像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬地層中不溶懸浮物，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)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；
(5)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.2pv，記錄注入調(diào)剖劑時(shí)的壓力，靜置48小時(shí)待用；
(6)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；
(7)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)。
7、封堵性能評(píng)價(jià)如下表
堵前滲透率為三層非均值巖心整體滲透率，從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對(duì)三層非均值巖心具有弱封堵性，調(diào)剖劑在巖心中為可移動(dòng)的，為后續(xù)注入段塞b留有驅(qū)替通道。
8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅(qū)，水驅(qū)用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅(qū)替水排出，隨后像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬地層中不溶懸浮物，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)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；
(5)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；
(6)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.2pv，注完后放置24小時(shí)，隨后注入配制水0.4pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.5pv，停泵；
(7)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)三層非均質(zhì)巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善模擬巖心非均質(zhì)性，提高采收率23.41％，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。