CN107338033A - 一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法 - Google Patents
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Abstract
一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法，涉及油田应用化学领域。本发明通过双段塞形式注入低渗砂岩油藏，前置段塞为多分子复配型聚合物，可与油藏中不溶悬浮物颗粒相结合，形成绕核式分子线团结构聚合物，对油藏微裂缝、大孔道实施选择性封堵；后置段塞为低粘度复配聚合物，并加入适量黏土稳定剂及表面活性剂，对未经封堵区域实施调驱，可抑制低渗砂岩油藏黏土膨胀现象，改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积；本发明可改善油藏非均质性，增加后续水驱波及系数，抑制低渗砂岩油藏死油区形成，以改善传统采油方法对低渗砂岩油藏采收率低、经济效益差等弊端。
Description
技术领域
本发明涉及一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法，该调剖剂可改善储层适应性，进而可提高低渗砂岩型油藏增油效果，属于油田应用化学剂领域。
背景技术
关于低渗砂岩油藏的定义，国内外有多种方案，它随着经济文化技术的改变而改变。我国学者根据油层平均渗透率把低渗透油田分为3类：①一般低渗透油田—油层平均渗透率为(50～10.1)*10-3μm2；②特低渗透油田—油层平均渗透率为(10.0～1.1)*10-3μm2；③超低渗透油田—油层平均渗透率为(1.0～0.1)*10-3μm2。
随着油气勘探工作的不断深入，勘探程度的逐年提高，油气勘探难度亦愈来愈大，非常规油气资源已成为勘探开发的热点。低渗砂岩油藏由于油层分布复杂，在实际开发过程中具有以下弊端：
1、低渗砂岩油藏具有渗透率低、孔喉狭窄和微裂缝发育的特征，并具有一定的非均质性。
2、由于温度、压力等因素的影响，容易造成水驱过程中发生水窜、指进、无效水循环以及黏土膨胀等现象。
3、作业过程中，储层极易受到外来不配伍流体的伤害，同时由于温度、压力等因素的影响，容易造成蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积，形成有机堵塞。
4、然而传统对低渗砂岩油藏的研究主要集中在酸化、压裂等工艺，对低渗砂岩油藏调剖研究较少。
针对低渗砂岩油藏提高采收率技术需求，本发明提供一种应用于低渗砂岩油藏的复配聚合物型调剖剂，用于解决上述提出的问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法，通过双段塞形式注入低渗砂岩油藏，前置段塞为多分子复配型聚合物，可与油藏中不溶悬浮物颗粒相结合，形成绕核式分子线团结构聚合物，对油藏微裂缝、大孔道实施选择性封堵；后置段塞为低粘度复配聚合物，并加入适量黏土稳定剂及表面活性剂，对未经封堵区域实施调驱，可抑制低渗砂岩油藏黏土膨胀现象，改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积；本发明可改善油藏非均质性，增加后续水驱波及系数，抑制低渗砂岩油藏死油区形成，以改善传统采油方法对低渗砂岩油藏采收率低、经济效益差等弊端。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案。
一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂，其主要成分为：部分水解聚丙烯酰胺相对分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，黏土稳定剂，表面活性剂，柠檬酸，间苯二酚，水杨酸，乌洛托品；其中黏土稳定剂具体可为氯化铵、十二烷基三甲基氯化铵以及其他适用与低渗砂岩油藏的黏土稳定剂，表面活性剂包括壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基苯磺酸钠及全氟烷基甜菜碱；针对低渗砂岩油藏，设计双段塞式调剖剂，以下用段塞A调剖剂和段塞B调剖剂来进行描述。
段塞A调剖剂包括复配聚合物和添加剂；其中，复配聚合物由三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为50：35：15；添加剂包括柠檬酸、间苯二酚、乌洛托品；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.1％-0.15％，柠檬酸质量比为0.1％-0.2％，间苯二酚质量比为0.02％-0.03％，乌洛托品质量比为0.03％-0.06％，余下组分为配制水。
优选地，段塞A调剖剂中，复配聚合物、柠檬酸、间苯二酚、乌洛托品质量比为0.11％-0.14％：0.12％-0.18％：0.022％-0.028％：0.04％-0.05％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞A调剖剂中，复配聚合物、柠檬酸、间苯二酚、乌洛托品质量比为0.125％：0.15％：0.025％：0.045％，余下组分为配制水。
段塞A调剖剂主要作用机理为，通过混合不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺形成分子线团结构聚合物，在注入地层后，与地层中的黏土颗粒或其他不溶悬浮物相接触，并相结合，形成绕核式分子线团型聚合物，段塞A中间苯二酚和乌洛托品会增加聚丙烯酰胺分子线团***基团的活性，使得段塞A与砂岩相接触部分具有较大的粘性，从而实现对低渗砂岩油藏微裂缝、大孔道实施选择性封堵；柠檬酸起到调节基液酸度作用,在配置过程中首先加入，使其与配制水中金属离子相结合，减少由于配制水中矿化度高引起的沉淀、絮凝作用，同样具有一定的交联作用；段塞A主要用作封堵低渗砂岩油藏中的微裂缝或大孔道，改善低渗砂岩油藏的非均质性，从而提高后续注入段塞B的驱油效果。
段塞B调剖剂包括复配聚合物和添加剂；其中，复配聚合物由三种不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为80：15：5；添加剂包括黏土稳定剂、表面活性剂、柠檬酸、间苯二酚、水杨酸、乌洛托品；段塞B调剖剂中，复配聚合物质量比为0.05％-0.1％，黏土稳定剂质量比为0.2％-0.3％，表面活性剂质量比为0.1％-0.3％，柠檬酸质量比为0.1％-0.2％，间苯二酚质量比为0.02％-0.03％，水杨酸质量比为0.02％-0.03％，乌洛托品质量比为0.02％-0.03％，余下组分为配制水。
优选地，段塞B调剖剂中，复配聚合物、黏土稳定剂、表面活性剂、柠檬酸、间苯二酚、水杨酸、乌洛托品的质量比为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％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞B调剖剂中，复配聚合物、黏土稳定剂、表面活性剂、柠檬酸、间苯二酚、水杨酸、乌洛托品的质量比为0.075％：0.25％：0.175％：0.15％：0.025％：0.025％：0.025％，余下组分为配制水。
段塞B主要作用机理为，通过混合低质量分数部分水解聚丙烯酰胺及乌洛托品形成复配聚合物，并在调剖剂中加入适量黏土稳定剂，拥有低粘度、流动性强、抗剪切性强的特征，可抑低渗砂岩油藏水驱过程中发生水窜、指进、无效水循环以及黏土膨胀等现象；间苯二酚起到催化剂作用，可缩短配置调剖剂的时间，使其在作业过程中减少作业成本；柠檬酸、水杨酸起到调节基液酸度作用,在配置过程中首先加入，使其与配制水中金属离子相结合，减少由于配制水中矿化度高引起的沉淀、絮凝作用，同样具有一定的交联作用；段塞B中加入适量的表面活性剂，可改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象，并可改善砂岩油藏的亲水性，达到聚驱提高采收率的目的，表面活性剂在段塞B配制过程中最后加入，以避免在配置过程中与柠檬酸、水杨酸反应发生降解；在段塞A对低渗砂岩油藏封堵后，段塞B可对原本封堵前水驱难以波及的孔道实施调驱，实现双段塞协同作用，从而提高低渗砂岩油藏石油采收率。
一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂的使用方法包括以下步骤：
步骤1.结合油田实际生产数据设计调剖剂注入量、注入速度以及其他注入参数；
步骤2.对配制水进行暴氧处理，配制水采用油田污水或水源水，将配制水中溶解氧含量
降低至3mg/L以下；
步骤3.温度范围15-55℃条件下，在混合容器中，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺，
匀速搅拌2-3小时，随后向配制水中加入添加剂，匀速搅拌2-3小时，得调剖剂；
步骤4.将注水井与混合容器及增压装置连接，启动增压装置，将调剖剂注入油藏；
步骤5.段塞A调剖剂注入量达到预设范围后静止24-48小时使调剖剂充分成胶；
步骤6.注入驱替水0.4PV，注入段塞B调剖剂，随后进行后续注采作业。
调剖剂具体注入量为：首先向油藏或岩心中注入段塞A调剖剂0.2PV，等待24-48小时使段塞A调剖剂逐步成胶，随后向油藏或岩心中注入驱替水0.4PV，随后向油藏或岩心中注入段塞B调剖剂0.5-0.7PV，随后进行后续注采作业。
本发明相对于现有技术其优点在于：
1、针对低渗砂岩油藏的非均质性，及可能存在的微裂缝，段塞A调剖剂可与地层中不溶悬浮物颗粒相结合，形成绕核式分子线团结构，可对储层微裂缝、大孔道进行选择性封堵，改善低渗砂岩油藏的非均质性。
2、段塞B中，通过混合较低质量分数的聚丙烯酰胺及乌洛托品形成复配聚合物，并在调剖剂中加入适量黏土稳定剂，拥有低粘度、流动性强、抗剪切性强的特征，可抑低渗砂岩油藏水驱过程中发生水窜、指进、无效水循环以及黏土膨胀等现象。
3、段塞B中加入适量表面活性剂，可改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象，并可改善砂岩油藏的亲水性，达到聚驱提高采收率的目的。
4、本发明调剖剂采用多分子复配型聚合物，其分子结构可适应高矿化度配制水，成胶后稳定性高；且配制水矿化度对聚合物分子线团尺寸影响较小，抗剪切性良好。
5、本发明通过双段塞注入形式，改善低渗砂岩油藏非均质性、采出程度低，增加后续水驱波及系数，抑制死油区生成，以改善传统采油方法对低渗砂岩油藏采收率低、经济效益差等弊端。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
实施例中使用的部分水解聚丙烯酰胺为中国石油大庆炼化公司生产，相对分子质量为500*104、800*104、1000*104，有效质量分数为90％；柠檬酸为南京化学试剂股份有限公司生产，规格：AR，99.5％；间苯二酚为广东翁江化学试剂有限公司生产，分析纯；乌洛托品为北京鹏彩化学试剂有限公司生产，分析纯；水杨酸为南京化学试剂股份有限公司生产，分析纯；氯化铵为南京化学试剂股份有限公司生产，规格：ACS，99.5％；十二烷基三甲基氯化铵为南京化学试剂股份有限公司生产，纯度98％；壬基酚聚氧乙烯醚为江苏省海安石油化工厂生产，CAS号：9016-45-9，纯度98％；十二烷基苯磺酸钠为山东小野化学股份有限公司生产，分析纯；全氟烷基甜菜碱为武汉赛沃尔化工有限公司生产，含量：≥98％。
通过室内岩心实验方法对调剖剂封堵效果进行评价，具体如下：
实施例一：
1、调剖剂使用方法：(1)首先对配制水进行暴氧处理，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；(2)在温度15℃条件下，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺并匀速搅拌2小时，随后向配制水中加入添加剂，并匀速搅拌3小时，获得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。
2、配制水，通过加入NaCl调节至矿化度为500mg/L，用以模拟实际生产中使用的水源水。
3、具体药剂应用量为：
段塞A：复配聚合物由三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为50：35：15；复配聚合物、柠檬酸、间苯二酚、乌洛托品质量比为0.125％：0.15％：0.025％：0.045％，余下组分为配制水。
段塞B：复配聚合物由三种不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为80：15：5；复配聚合物、十二烷基三甲基氯化铵、全氟烷基甜菜碱、柠檬酸、间苯二酚、水杨酸、乌洛托品的质量比为0.075％：0.25％：0.175％：0.15％：0.025％：0.025％：0.025％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下：
实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结三层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率分别为10*10-3μm2、30*10-3μm2、50*10-3μm2，并在岩心制造过程中加入5％体积分数的NaCl，用以模拟地层微裂缝；通过人工制造非均质岩心对低渗砂岩油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，40℃情况下粘度35mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟地层中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m1；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m2；
(4)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4MPa，然后以0.4mL/min的速度向岩心中注入配置水，待压力稳定时记录该压力和流量；
(5)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.2PV，记录注入调剖剂时的压力，静置24小时待用；
(6)以2mL/min的速度进行水驱，记录出口端出第一滴水时的突破压力，待压力稳定时记录该压力和流量；
(7)全程实验在40℃恒温情况下进行，根据记录结果计算出原始渗透率、堵后渗透率、封堵率、突破压力梯度、阻力系数。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为三层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对三层非均值岩心具有弱封堵性，调剖剂在岩心中为可移动的，为后续注入段塞B留有驱替通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟地层中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m3；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m4；
(4)以1.5mL/min的速度向岩心中饱和原油，驱至出口端不再出水时停泵，记录累计出水量，静置4小时待用；
(5)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，全程实验在40℃恒温情况下进行，以2mL/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，记录出油量及采收率；
(6)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.2PV，注完后放置48小时，随后注入配制水0.4PV、随后注入段塞B调剖剂0.6PV，停泵；
(7)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算岩心最终采收率值。
9、驱油能力评价如下表：
从上述数据得知，使用模拟水源水配制调剖剂，在模拟油藏40℃情况下进行驱替实验，对三层非均质岩心实施调剖后，已改善模拟岩心非均质性，提高采收率26.91％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。
实施例二：
1、调剖剂使用方法：(1)首先对配制水进行暴氧处理，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；(2)在温度35℃条件下，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺匀速搅拌2.5小时，随后向配制水中加入添加剂，并匀速搅拌2.5小时，获得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。
2、配制水，通过加入NaCl调节至矿化度为8000mg/L，用以模拟实际生产中使用的油田污水。
3、具体药剂应用量为：
段塞A：复配聚合物由三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为50：35：15；复配聚合物、柠檬酸、间苯二酚、乌洛托品质量比为0.1％：0.1％：0.02％：0.03％，余下组分为配制水。
段塞B：复配聚合物由三种不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为80：15：5；复配聚合物、氯化铵、十二烷基苯磺酸钠、柠檬酸、间苯二酚、水杨酸、乌洛托品的质量比为0.05％：0.2％：0.1％：0.1％：0.02％：0.02％：0.02％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下：
实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结三层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率分别为10*10-3μm2、20*10-3μm2、30*10-3μm2，并在岩心制造过程中加入5％体积分数的NaCl，用以模拟地层微裂缝；通过人工制造非均质岩心对低渗砂岩油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，温度50℃时粘度为55mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟地层中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m5；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m6；
(4)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4MPa，然后以0.4mL/min的速度向岩心中注入配置水，待压力稳定时记录该压力和流量；
(5)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.2PV，记录注入调剖剂时的压力，静置36小时待用；
(6)以2mL/min的速度进行水驱，记录出口端出第一滴水时的突破压力，待压力稳定时记录该压力和流量；
(7)全程实验在50℃恒温情况下进行，根据记录结果计算出原始渗透率、堵后渗透率、封堵率、突破压力梯度、阻力系数。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为三层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对三层非均值岩心具有弱封堵性，调剖剂在岩心中为可移动的，为后续注入段塞B留有驱替通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟地层中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m7；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m8；
(4)以1.5mL/min的速度向岩心中饱和原油，驱至出口端不再出水时停泵，记录累计出水量，静置4小时待用；
(5)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，全程实验在50℃恒温情况下进行，以2mL/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，记录出油量及采收率；
(6)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.2PV，注完后放置36小时，随后注入配制水0.4PV、随后注入段塞B调剖剂0.7PV，停泵；
(7)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算岩心最终采收率值。
9、驱油能力评价如下表：
从上述数据得知，使用模拟油田污水配制调剖剂，在模拟油藏50℃情况下进行驱替实验，对三层非均质岩心实施调剖后，已改善模拟岩心非均质性，提高采收率24.59％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。
实施例三：
1、调剖剂使用方法：(1)首先对配制水进行暴氧处理，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；(2)在温度55℃条件下，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺匀速搅拌3小时，随后向配制水中加入添加剂，并匀速搅拌2小时，获得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。
2、配制水：通过向蒸馏水中加入可溶性盐类调节矿化度，最终矿化度为35000mg/L，用以模拟实际生产中使用的油田污水。
3、具体药剂应用量为：
段塞A：复配聚合物由三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为50：35：15；复配聚合物、柠檬酸、间苯二酚、乌洛托品质量比为0.15％：0.2％：0.03％：0.06％，余下组分为配制水。
段塞B：复配聚合物由三种不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为80：15：5；复配聚合物、氯化铵、壬基酚聚氧乙烯醚、柠檬酸、间苯二酚、水杨酸、乌洛托品的质量比为0.1％：0.3％：0.3％：0.2％：0.03％：0.03％：0.03％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下：
实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结三层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率分别为10*10-3μm2、20*10-3μm2、40*10-3μm2，并在岩心制造过程中加入8％体积分数的NaCl，用以模拟地层微裂缝；通过人工制造非均质岩心对低渗砂岩油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，温度70℃时粘度为35mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟地层中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m9；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m10；
(4)将饱和配制水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4MPa，然后以0.4mL/min的速度向岩心中注入配制水，待压力稳定时记录该压力和流量；
(5)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.2PV，记录注入调剖剂时的压力，静置48小时待用；
(6)以2mL/min的速度进行水驱，记录出口端出第一滴水时的突破压力，待压力稳定时记录该压力和流量；
(7)全程实验在70℃恒温情况下进行，根据记录结果计算出原始渗透率、堵后渗透率、封堵率、突破压力梯度、阻力系数。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为三层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对三层非均值岩心具有弱封堵性，调剖剂在岩心中为可移动的，为后续注入段塞B留有驱替通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入岩心夹持器，正向水驱，水驱用水为蒸馏水，直至岩心中NaCl全部溶解随驱替水排出，随后像岩心中注入10mg/L高岭土(粒径0.5μm-2μm)混合水0.2PV，用以模拟地层中不溶悬浮物，注入完毕后将岩心取出；
(2)将待使用的岩心放入70℃恒温箱中烘干至恒重，取出冷却后称量其质量，记为m11；
(3)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配制水，观察岩心表面无气泡生成时停止抽汲，将岩心取出擦拭去表面水，称重，质量记为m12；
(4)以1.5mL/min的速度向岩心中饱和原油，驱至出口端不再出水时停泵，记录累计出水量，静置4小时待用；
(5)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，全程实验在70℃恒温情况下进行，以2mL/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，记录出油量及采收率；
(6)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.2PV，注完后放置24小时，随后注入配制水0.4PV、随后注入段塞B调剖剂0.5PV，停泵；
(7)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算岩心最终采收率值。
9、驱油能力评价如下表：
从上述数据得知，使用模拟油田污水配制调剖剂，在模拟油藏70℃情况下进行驱替实验，对三层非均质岩心实施调剖后，已改善模拟岩心非均质性，提高采收率23.41％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。
Claims (8)
1.一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂，其特征在于，包括段塞A调剖剂和段塞B调剖剂；
段塞A调剖剂包括复配聚合物和添加剂；其中，复配聚合物由三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为50：35：15；添加剂包括柠檬酸、间苯二酚、乌洛托品；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.1％-0.15％，柠檬酸质量比为0.1％-0.2％，间苯二酚质量比为0.02％-0.03％，乌洛托品质量比为0.03％-0.06％，余下组分为配制水；以及
段塞B调剖剂包括复配聚合物和添加剂；其中，复配聚合物由三种不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为500*104、800*104、1000*104，其质量比为80：15：5；添加剂包括黏土稳定剂、表面活性剂、柠檬酸、间苯二酚、水杨酸、乌洛托品；段塞B调剖剂中，复配聚合物质量比为0.05％-0.1％，黏土稳定剂质量比为0.2％-0.3％，表面活性剂质量比为0.1％-0.3％，柠檬酸质量比为0.1％-0.2％，间苯二酚质量比为0.02％-0.03％，水杨酸质量比为0.02％-0.03％，乌洛托品质量比为0.02％-0.03％，余下组分为配制水。
2.如权利要求1所述的一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂，其特征在于，所述黏土稳定剂包括氯化铵、十二烷基三甲基氯化铵以及其他适用于低渗砂岩油藏的黏土稳定剂。
3.如权利要求1所述的一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂，其特征在于，所述表面活性剂包括壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基苯磺酸钠及全氟烷基甜菜碱。
4.如权利要求1所述的一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中复配聚合物、柠檬酸、间苯二酚、乌洛托品质量比为0.11％-0.14％：0.12％-0.18％：0.022％-0.028％：0.04％-0.05％，余下组分为配制水。
5.如权利要求1所述的一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中复配聚合物、柠檬酸、间苯二酚、乌洛托品质量比为0.125％：0.15％：0.025％：0.045％，余下组分为配制水。
6.如权利要求1所述的一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂，其特征在于，所述段塞B调剖剂中复配聚合物、黏土稳定剂、表面活性剂、柠檬酸、间苯二酚、水杨酸、乌洛托品的质量比为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％，余下组分为配制水。
7.如权利要求1所述的一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂，其特征在于，所述段塞B调剖剂中复配聚合物、黏土稳定剂、表面活性剂、柠檬酸、间苯二酚、水杨酸、乌洛托品的质量比为0.075％：0.25％：0.175％：0.15％：0.025％：0.025％：0.025％，余下组分为配制水。
8.一种低渗砂岩油藏复配聚合物型调剖剂的使用方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1.结合油田实际生产数据设计调剖剂注入量、注入速度以及其他注入参数；
步骤2.对配制水进行暴氧处理，配制水采用油田污水或水源水，将配制水中溶解氧含量降低至3mg/L以下；
步骤3.温度范围15-55℃条件下，在混合容器中，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺，匀速搅拌2-3小时，随后向配制水中加入添加剂，匀速搅拌2-3小时，得调剖剂；
步骤4.将注水井与混合容器及增压装置连接，启动增压装置，将调剖剂注入油藏；
步骤5.段塞A调剖剂注入量达到预设范围后静止24-48小时使调剖剂充分成胶；
步骤6.注入驱替水0.4PV，注入段塞B调剖剂，随后进行后续注采作业。
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