本發(fā)明涉及一種低滲砂巖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(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聚表雙段塞型調(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聚表雙段塞型調(diào)剖劑及其使用方法，通過雙段塞形式注入低滲砂巖油藏中，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)，對(duì)儲(chǔ)層微裂縫實(shí)施選擇性封堵；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(duì)油藏中未波及區(qū)域?qū)嵤┍砻婊钚詣?qū)，以減少油藏中剩余油含量、增加油層吸水指數(shù)，改善蠟質(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(duì)分子量分別為500*104、1000*104、2500*104，乙酸鉻，三氯化鋁，n,n-亞甲基雙丙烯酰胺，六偏磷酸鈉，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；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；添加劑包括乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉；段塞a調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物質(zhì)量比為0.05％-0.15％，乙酸鉻質(zhì)量比為0.05％-0.1％，三氯化鋁質(zhì)量比為0.02％-0.07％，n,n-亞甲基雙丙烯酰胺質(zhì)量比為0.02％-0.07％，六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.1％-0.15％，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、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.07％-0.13％：0.06％-0.09％：0.03％-0.06％：0.03％-0.06％：0.11％-0.14％，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、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，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)量的部分水解聚丙烯酰胺及鉻鋁離子交聯(lián)劑，形成分子線團(tuán)結(jié)構(gòu)聚合物，在注入油藏后，首先流入相對(duì)滲透率高的大孔道、微裂縫，與油藏中的黏土顆粒或其他不溶懸浮物相接觸，并相結(jié)合，形成繞核式分子線團(tuán)結(jié)構(gòu)，從而實(shí)現(xiàn)對(duì)低滲砂巖油藏微裂縫進(jìn)行封堵的目的；段塞a中n,n-亞甲基雙丙烯酰胺作為一種輔助型堵水劑及輔助型交聯(lián)劑，使得段塞a與砂巖相接觸部分具有較大的粘性，從而提高封堵效果；六偏磷酸鈉起到分散劑作用，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)剖劑在低滲砂巖油藏中的封堵效果；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(jī)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(qiáng)的潤濕能力，可改善巖石親水性，間接達(dá)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對(duì)低滲砂巖油藏封堵后，段塞b對(duì)油藏水驅(qū)未波及區(qū)域?qū)嵤┍砻婊钚詣?qū)，以減少油藏中剩余油含量、增加油層吸水指數(shù)，改善蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)在近井地帶沉積的現(xiàn)象，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(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，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌4-6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0.2pv，注入段塞b，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b0.2-0.3pv，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，復(fù)配聚合物型調(diào)剖劑段塞a分子線團(tuán)尺寸分部較寬，并可與油藏中黏土顆粒、細(xì)小的砂體及不溶懸浮物結(jié)合，形成繞核式分子線團(tuán)結(jié)構(gòu)，其與砂巖接觸部分具有較大的粘性，可對(duì)儲(chǔ)層微裂縫進(jìn)行選擇性封堵，改善低滲砂巖油藏的非均質(zhì)性。
2、段塞a通過應(yīng)用低分子質(zhì)量部分水解聚丙烯酰胺配置成調(diào)剖劑，擁有較低粘度特征，注入油藏后，既可以發(fā)揮調(diào)剖作用，又可以發(fā)揮驅(qū)油作用，并可抑制低滲砂巖油藏水驅(qū)過程中發(fā)生水竄、指進(jìn)、無效水循環(huán)等現(xiàn)象。
3、使用不同分子質(zhì)量部分水解聚丙烯酰胺與鉻鋁離子交聯(lián)劑復(fù)配，成膠穩(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，可適應(yīng)500mg/l-35000mg/l礦化度配制水。
4、段塞b中，通過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，改善低滲砂巖油藏非均質(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(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。
下述實(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％；乙酸鉻為山東西亞化學(xué)工業(yè)有限公司生產(chǎn)，分析純；三氯化鋁為濟(jì)寧宏明化學(xué)試劑有限公司生產(chǎn)，分析純；n,n-亞甲基雙丙烯酰胺為南京化學(xué)試劑股份有限公司生產(chǎn)，cp,98％；六偏磷酸鈉為山東鼎欣生物科技有限公司生產(chǎn)，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；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(jí)。
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，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌4小時(shí)，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、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，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(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，用以模擬油藏微裂縫；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，用以模擬油藏中不溶懸浮物，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，用以模擬油藏中不溶懸浮物，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0.2pv、隨后注入段塞b0.2pv，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26.58％，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，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌5小時(shí)，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(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、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.05％：0.05％：0.02％：0.02％：0.1％，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(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，用以模擬油藏微裂縫；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，用以模擬油藏中不溶懸浮物，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，用以模擬油藏中不溶懸浮物，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；
(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0.2pv，注完后放置36小時(shí)，隨后注入配制水0.2pv、隨后注入段塞b0.25pv，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)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26.28％，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，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌6小時(shí)，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、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.15％：0.1％：0.07％：0.07％：0.15％，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(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5％體積分?jǐn)?shù)的nacl，用以模擬油藏微裂縫；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，用以模擬油藏中不溶懸浮物，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放置36小時(shí)，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，用以模擬油藏中不溶懸浮物，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0.2pv、隨后注入段塞b0.3pv，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22.1％，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。