本發(fā)明涉及一種裂縫型油藏聚表雙段塞型調(diào)剖劑及其使用方法，該調(diào)剖劑可改善儲層適應(yīng)性，進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行了大規(guī)模應(yīng)用和礦場試驗，獲得了明顯增油降水效果，技術(shù)經(jīng)濟效果十分顯著。但在聚合物驅(qū)實踐中也發(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，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，在注水時裂縫吸水能力變強，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)計一種聚表雙段塞型調(diào)剖劑，克服了上述聚合物的缺點。
技術(shù)實現(xiàn)要素：
本發(fā)明的目的在于提供一種裂縫型油藏聚表雙段塞型調(diào)剖劑及其使用方法，其特征在于，通過雙段塞形式注入裂縫型油藏中，前置段塞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，在復(fù)配聚合物中加入添加劑形成調(diào)剖劑，可對裂縫型油藏高滲區(qū)域進行有效封堵；后置段塞為復(fù)配表面活性劑，在前置段塞有效封堵后注入油藏，對油藏中滲、低滲區(qū)域進行表面活性劑驅(qū)，以減少油藏中剩余油含量、增加油層吸水指數(shù)；通過雙段塞組合的方式改善油藏非均質(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，以改善傳統(tǒng)采油方法對裂縫型油藏采收率低、經(jīng)濟效益差等弊端。
為達到上述目的，本發(fā)明采用如下技術(shù)方案。
一種裂縫型油藏聚表雙段塞型調(diào)剖劑，其主要成分為：部分水解聚丙烯酰胺相對分子量分別為1200*104、1900*104、2500*104，乙酸鉻，亞硫酸鈉，檸檬酸鋁，草酸鹽，酒石酸鉀鈉，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿；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；針對裂縫型油藏，設(shè)計雙段塞式調(diào)剖劑，以下用段塞a調(diào)剖劑和段塞b來進行描述。
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、亞硫酸鈉、檸檬酸鋁、草酸鹽、酒石酸鉀鈉；段塞a調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物質(zhì)量比為0.15％-0.22％，乙酸鉻質(zhì)量比為0.01％-0.02％，亞硫酸鈉為0.03％-0.06％，檸檬酸鋁質(zhì)量比為0.01％-0.02％、草酸鹽質(zhì)量比為0.05％-0.08％，酒石酸鉀鈉質(zhì)量比為0.01％-0.05％，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、亞硫酸鈉、檸檬酸鋁、草酸鹽、酒石酸鉀鈉的質(zhì)量比為0.16％-0.2％：0.012％-0.016％：0.04％-0.05％：0.012％-0.016％：0.06％-0.07％：0.02％-0.04％，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、亞硫酸鈉、檸檬酸鋁、草酸鹽、酒石酸鉀鈉的質(zhì)量比為0.18％：0.014％：0.045％：0.014％：0.065％：0.03％，余下組分為配制水。
段塞a調(diào)剖劑主要作用機理為：針對裂縫型油藏的性質(zhì),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，在復(fù)配聚合物中加入鉻鋁離子交聯(lián)劑形成調(diào)剖劑，可使聚丙烯酰胺分子間交聯(lián)更為穩(wěn)定，增加其在巖心孔道中流動時的波及范圍以及抗剪切性，可對油藏中的裂縫、孔道、高滲層實施穩(wěn)固封堵；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，進而提高調(diào)剖劑強度；亞硫酸鈉作為除氧劑可有效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；酒石酸鉀鈉作為分散劑，使復(fù)配聚合物體系分子間分布更為均勻，增加分子線團外圍吸附力，從而提高調(diào)剖劑在裂縫型油藏中的封堵效果；段塞a主要用作封堵裂縫型油藏中裂縫、孔道、高滲層，改善裂縫型油藏的非均質(zhì)性，使得后續(xù)注入段塞b可有效進入裂縫型油藏中滲、低滲區(qū)，從而形成雙段塞協(xié)同作用。
段塞b包括椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿；段塞b中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺質(zhì)量比為1％-2％，十二烷基三甲基氯化銨質(zhì)量比為2％-4％，椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為1％-2％，余下組分為配制水。
優(yōu)選地，段塞b中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為1.2％-1.8％：2.5％-3.5％：1.2％-1.8％，余下組分為配制水。
更優(yōu)選地，段塞b中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為1.5％：3％：1.5％，余下組分為配制水。
段塞b主要作用機理為，通過混合非離子表面活性劑椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、陽離子表面活性劑十二烷基三甲基氯化銨與兩性離子表面活性劑椰油酰胺丙基甜菜堿，起到表面活性劑協(xié)同效應(yīng)；復(fù)配表面活性劑溶液具有較低的表面和界面張力,以及較強的潤濕能力，可改善巖石親水性，間接達到洗油目的，以減少油藏中剩余油含量、增加油層吸水指數(shù)；三種表面活性劑復(fù)配，可增加其抗鹽能力，使其能夠適應(yīng)不同類型的地層水；且三種表面活性劑復(fù)配應(yīng)用效果優(yōu)于單一表面活性劑；在段塞a形成有效封堵后，將段塞b注入油藏，可進入裂縫型油藏中滲、低滲區(qū)進行表面活性劑驅(qū)，以減少裂縫型油藏中滲、低滲區(qū)殘余油對油藏造成的封堵，增強其導(dǎo)流能力，從而實現(xiàn)雙段塞協(xié)同作用，提高裂縫型油藏石油采收率。
一種裂縫型油藏聚表雙段塞型調(diào)剖劑的使用方法包括以下步驟：
步驟1.結(jié)合油田實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)設(shè)計調(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，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌4-6小時，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)剖劑注入量達到預(yù)設(shè)范圍后靜止24-48小時使調(diào)剖劑充分成膠；
步驟6.注入驅(qū)替水0.3pv，注入段塞b，隨后進行后續(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0.2-0.3pv，等待24-48小時使段塞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b0.2-0.3pv，隨后進行后續(xù)注采作業(yè)。
本發(fā)明相對于現(xiàn)有技術(shù)其優(yōu)點在于：
1、針對裂縫型油藏的性質(zhì)，本發(fā)明的段塞a調(diào)剖劑相對分子質(zhì)量分部較寬，鉻鋁離子協(xié)同交聯(lián)可使部分水解聚丙烯酰胺分子間交聯(lián)更為穩(wěn)定，增加其在巖心孔道中流動時的波及范圍以及抗剪切性。
2、段塞a中，尺寸大小不一的部分水解聚丙烯酰胺分子易于相互纏繞，形成尺寸較大的分子線團，可增加調(diào)剖劑在巖心孔道內(nèi)的滯留量，進而減小過流斷面，增大流動阻力，使阻力系數(shù)和殘留阻力系數(shù)增大。
3、段塞a中，復(fù)配聚合物的方式及配方中應(yīng)用的添加劑可使聚合物體系的礦化度適應(yīng)性增強，可適應(yīng)礦化度500mg/l-35000mg/l的配制水。
4、段塞b中，通過陽非離子表面活性劑椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、陽離子表面活性劑十二烷基三甲基氯化銨與兩性離子表面活性劑椰油酰胺丙基甜菜堿復(fù)配增效，起到表面活性劑協(xié)同效應(yīng),其應(yīng)用效果優(yōu)于單一表面活性劑。
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、吸水指數(shù)低等問題，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)濟效益差等弊端。
具體實施方式
下述實施例中所使用的實驗方法如無特殊說明，均為常規(guī)方法。
實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)量分數(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；亞硫酸鈉為天津市致遠化學(xué)試劑有限公司生產(chǎn)，分析純；檸檬酸鋁為濟南鑫雅化工有限公司生產(chǎn)，優(yōu)級純gr；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：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：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：62778-12-5，純度98％；酒石酸鉀鈉為德州潤昕實驗儀器有限公司生產(chǎn)，分析純ar；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；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％；椰油酰胺丙基甜菜堿為廣州市應(yīng)泓化工有限公司生產(chǎn)，工業(yè)級。
通過室內(nèi)巖心實驗方法對調(diào)剖劑封堵效果進行評價，具體如下：
實施例一：
1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對配制水進行暴氧處理，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，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌4小時，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nacl調(diào)節(jié)至礦化度為500mg/l，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：
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、亞硫酸鈉、檸檬酸鋁、o-芐基-l-蘇氨酸芐酯草酸鹽、酒石酸鉀鈉的質(zhì)量比為0.18％：0.014％：0.045％：0.014％：0.065％：0.03％，余下組分為配制水。
段塞b：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為1.5％：3％：1.5％，余下組分為配制水。
4、具體巖心制造規(guī)模如下：
實驗用巖心為石英砂環(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，氣測滲透率為1500*10-3μm2，并在巖心制造過程中均勻加入5％體積分數(shù)的鋅條，長0.5cm寬0.2cm高0.05mm，用以模擬油藏微裂縫，通過人工制造巖心對裂縫型油藏進行模擬。
5、驅(qū)替油為原油，30℃情況下粘度17mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，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0.2ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；
(5)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.25pv，記錄注入調(diào)剖劑時的壓力，靜置36小時待用；
(6)以1ml/min的速度進行水驅(qū)，記錄出口端出第一滴水時的突破壓力，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；
(7)全程實驗在30℃恒溫情況下進行，根據(jù)記錄結(jié)果計算出原始滲透率、堵后滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力系數(shù)。
7、封堵性能評價如下表
從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對巖心調(diào)剖效果明顯，封堵率已達90％以上，說明段塞a調(diào)剖劑與模擬水源水結(jié)合后無負面影響。
8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，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1ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅(qū)至出口端不再出水時停泵，記錄累計出水量，靜置4小時待用；
(5)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實驗在30℃恒溫情況下進行，以2ml/min的速度進行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時停泵，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，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b0.2pv，停泵；
(7)進行正向水驅(qū)實驗，驅(qū)至含水98％時停止實驗，記錄出油量，并計算巖心最終采收率值。
9、驅(qū)油能力評價如下表：
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℃情況下進行驅(qū)替實驗，對模擬裂縫型油藏巖心實施調(diào)剖后，已改善巖心非均質(zhì)性，提高采收率26.9％，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。
實施例二：
1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對配制水進行暴氧處理，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，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌5小時，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nacl調(diào)節(jié)至礦化度為8000mg/l，用以模擬實際生產(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、亞硫酸鈉、檸檬酸鋁、萘呋胺酯草酸鹽、酒石酸鉀鈉的質(zhì)量比為0.15％：0.01％：0.03％：0.01％：0.05％：0.01％，余下組分為配制水。
段塞b：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為1％：2％：1％，余下組分為配制水。
4、具體巖心制造規(guī)模如下：
實驗用巖心為石英砂環(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，氣測滲透率為1500*10-3μm2，并在巖心制造過程中均勻加入5％體積分數(shù)的鋅條，長0.5cm寬0.2cm高0.05mm，用以模擬油藏微裂縫，通過人工制造巖心對裂縫型油藏進行模擬。
5、驅(qū)替油為原油，50℃情況下粘度15.2mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，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0.2ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；
(5)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.3pv，記錄注入調(diào)剖劑時的壓力，靜置24小時待用；
(6)以1ml/min的速度進行水驅(qū)，記錄出口端出第一滴水時的突破壓力，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；
(7)全程實驗在50℃恒溫情況下進行，根據(jù)記錄結(jié)果計算出原始滲透率、堵后滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力系數(shù)。
7、封堵性能評價如下表
從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對巖心調(diào)剖效果明顯，封堵率已達90％以上，說明段塞a調(diào)剖劑與模擬油田污水結(jié)合后無負面影響。
8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，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1ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅(qū)至出口端不再出水時停泵，記錄累計出水量，靜置4小時待用；
(5)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實驗在50℃恒溫情況下進行，以2ml/min的速度進行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時停泵，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0.25pv，注完后放置36小時，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b0.25pv，停泵；
(7)進行正向水驅(qū)實驗，驅(qū)至含水98％時停止實驗，記錄出油量，并計算巖心最終采收率值。
9、驅(qū)油能力評價如下表：
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℃情況下進行驅(qū)替實驗，對模擬裂縫型油藏巖心實施調(diào)剖后，已改善巖心非均質(zhì)性，提高采收率27.54％，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。
實施例三：
1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對配制水進行暴氧處理，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，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌6小時，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、亞硫酸鈉、檸檬酸鋁、n,n-二甲基對苯二胺草酸鹽、酒石酸鉀鈉的質(zhì)量比為0.22％：0.02％：0.06％：0.02％：0.08％：0.05％，余下組分為配制水。
段塞b：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為2％：4％：2％，余下組分為配制水。
4、具體巖心制造規(guī)模如下：
實驗用巖心為石英砂環(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，氣測滲透率為1500*10-3μm2，并在巖心制造過程中均勻加入5％體積分數(shù)的鋅條，長0.5cm寬0.2cm高0.05mm，用以模擬油藏微裂縫，通過人工制造巖心對裂縫型油藏進行模擬。
5、驅(qū)替油為原油，70℃情況下粘度13.3mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，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)將飽和配置水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以0.2ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；
(5)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.2pv，記錄注入調(diào)剖劑時的壓力，靜置40小時待用；
(6)以1ml/min的速度進行水驅(qū)，記錄出口端出第一滴水時的突破壓力，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；
(7)全程實驗在70℃恒溫情況下進行，根據(jù)記錄結(jié)果計算出原始滲透率、堵后滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力系數(shù)。
7、封堵性能評價如下表
從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對巖心調(diào)剖效果明顯，封堵率已達90％以上，說明段塞a調(diào)剖劑與模擬油田污水結(jié)合后無負面影響。
8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，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1ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅(qū)至出口端不再出水時停泵，記錄累計出水量，靜置4小時待用；
(5)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實驗在70℃恒溫情況下進行，以2ml/min的速度進行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時停泵，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0.22pv，注完后放置36小時，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b0.3pv，停泵；
(7)進行正向水驅(qū)實驗，驅(qū)至含水98％時停止實驗，記錄出油量，并計算巖心最終采收率值。
9、驅(qū)油能力評價如下表：
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℃情況下進行驅(qū)替實驗，對模擬裂縫型油藏巖心實施調(diào)剖后，已改善巖心非均質(zhì)性，提高采收率25.12％，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。