一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法专利检索- 土层或岩石的钻进;采矿专利检索查询-专利查询网

一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法
申请号	CN201710662140.9	申请日	2017-08-06	公开(公告)号	CN107345131A	公开(公告)日	2017-11-14
申请人	大庆东油睿佳石油科技有限公司;			发明人	张晓丽; 袁鹏飞; 李天民; 王培龙; 高超;
摘要	一种正韵律油藏双段塞复配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正韵律油藏中，前置段塞通过混合不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺及添加剂，复配形成具有骨架型交联结构的聚合物，可对油藏底部高渗区实施稳固封堵；后置段塞为复配表面活性剂，在前置段塞有效封堵后注入油藏，对油藏高部位低渗带进行表面活性剂驱，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数；通过双段塞组合的方式改善油藏非均质性，增加后续水驱波及系数，抑制正韵律油藏死油区形成，以改善传统采油方法对正韵律油藏采收率低、经济效益差等弊端。
权利要求	1.一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂，其特征在于，包括段塞A调剖剂和段塞B；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800104、1200104、2000*104，其质量比为25：35：40；添加剂包括乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、乌洛托品；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为 0.2％-0.3％，乙酸铬质量比为0.04％-0.055％，亚硫酸钠质量比为0.2％-0.4％，间苯二酚质量比为0.2％-0.4％，乌洛托品质量比为0.2％-0.25％，余下组分为配制水；以及段塞B包括十六烷基三甲基溴化铵和十二烷基磺酸钠；段塞B中，十六烷基三甲基溴化铵质量比为1％-2％，十二烷基磺酸钠质量比为3％-4％，余下组分为配制水。 2.如权利要求1所述的一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中复配聚合物、乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、乌洛托品的质量比为0.22％-0.28％： 0.045％-0.05％：0.25％-0.35％：0.25％-0.35％：0.21％-0.24％，余下组分为配制水。 3.如权利要求1所述的一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中复配聚合物、乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、乌洛托品的质量比为0.26％：0.047％： 0.3％：0.31％：0.22％，余下组分为配制水。 4.如权利要求1所述的一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂，其特征在于，所述段塞B中十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为1.2％-1.8％：3.2％-3.8％，余下组分为配制水。 5.如权利要求1所述的一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂，其特征在于，所述段塞B中十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为1.5％：3.5％，余下组分为配制水。 6.一种正韵律油藏双段塞复配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30-55℃条件下，在混合容器中，向配制水中加入药剂，匀速搅拌4-6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0.15PV，注入段塞B，随后进行后续注采作业。
说明书全文	一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法技术领域 [0001] 本发明涉及一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法，该调剖剂可改善储层适应性，进而可提高正韵律型油藏驱油效果，属于油田应用化学剂领域。背景技术 [0002] 储层非均质性是指储层内部的不均一性，主要表现为储层岩性、物性、含油性等方面的各向异性，它是影响剩余油分布的主要原因；根据储层纵向上的微观岩石学特征变化规律，分为正韵律、反韵律及复合韵律储层；正韵律油藏是各种河流沉积砂体的共同特征,从砂岩底部向顶部粒度由粗变细,渗透率由高变低；由于河流沉积作用的差异,许多正韵律砂层的渗透率级差变化很大,从而导致含油饱和度的差异，经研究正韵律储层的油气采出程度较反韵律或者复合韵律油藏都差，是一种极不理想的油藏。 [0003] 大量正韵律油藏实际采出程度在7.8％～10.8％，采出程度偏低，表明水驱应用于正韵律油藏效率较低；正韵律油藏纵向渗透率有上低下高的特点，油藏低部位高渗带经水体多次驱替，水洗程度高，为主要油水贡献带，高部位低渗带水体能量弱，水驱程度低，造成驱油效率低。 [0004] 针对正韵律油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种双段塞复配型调剖剂，克服了上述在水驱过程中的弊端。发明内容 [0005] 本发明的目的在于提供一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法，其特征在于，通过双段塞形式注入正韵律油藏中，前置段塞通过混合不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺及添加剂，复配形成具有骨架型交联结构的聚合物，可对油藏底部高渗区实施稳固封堵；后置段塞为复配表面活性剂，在前置段塞有效封堵后注入油藏，对油藏高部位低渗带进行表面活性剂驱，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数；通过双段塞组合的方式改善油藏非均质性，增加后续水驱波及系数，抑制正韵律油藏死油区形成，以改善传统采油方法对正韵律油藏采收率低、经济效益差等弊端。 [0006] 为达到上述目的，本发明采用如下技术方案。 [0007] 本发明的目的在于提供一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法，其主要成分为：部分水解聚丙烯酰胺相对分子量分别为800104、1200104、2000104，乙酸铬，亚硫酸钠，间苯二酚，乌洛托品，十六烷基三甲基溴化铵，十二烷基磺酸钠；针对正韵律油藏，设计双段塞式调剖剂，以下用段塞A调剖剂和段塞B来进行描述。 [0008] 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800104、1200104、2000104，其质量比为25：35：40；添加剂包括乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、乌洛托品；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.2％-0.3％，乙酸铬质量比为0.04％-0.055％，亚硫酸钠质量比为0.2％-0.4％，间苯二酚质量比为0.2％-0.4％，乌洛托品质量比为0.2％-0.25％，余下组分为配制水。 [0009] 优选地，段塞A调剖剂中，复配聚合物、乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、乌洛托品的质量比为0.22％-0.28％：0.045％-0.05％：0.25％-0.35％：0.25％-0.35％：0.21％-0.24％，余下组分为配制水。 [0010] 更优选地，段塞A调剖剂中，复配聚合物、乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、乌洛托品的质量比为0.26％：0.047％：0.3％：0.31％：0.22％，余下组分为配制水。 [0011] 段塞A调剖剂主要作用机理为，通过混合三种不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺，形成具有分子线团形式的复配型聚合物，可对正韵律油藏底部大孔道实施稳固封堵；通过添加乙酸铬、间苯二酚、乌洛托品作为交联剂，可形成骨架型交联结构，具有胶体物性稳定、破胶时间长、耐盐性等作用；亚硫酸钠作为除氧剂可有效抑制配制过程中及油藏中的氧对调剖剂产生的降粘效应，增加调剖剂的稳定性；段塞A主要用作封堵正韵律油藏底部高渗带，改善正韵律油藏的非均质性，使得后续注入段塞B可进入正韵律油藏高部位低渗带，从而形成双段塞协同作用。 [0012] 段塞B包括十六烷基三甲基溴化铵和十二烷基磺酸钠；段塞B中，十六烷基三甲基溴化铵质量比为1％-2％，十二烷基磺酸钠质量比为3％-4％，余下组分为配制水。 [0013] 优选地，段塞B中，十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为1.2％-1.8％：3.2％-3.8％，余下组分为配制水。 [0014] 更优选地，段塞B中，十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为1.5％：3.5％，余下组分为配制水。 [0015] 段塞B主要作用机理为，通过阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵与阴离子表面活性剂十二烷基磺酸钠复配增效，阴-阳离子表面活性剂复配时产生强烈的电性作用，因而使表面活性大大提高，起到降低表面张力的效能、降低表面张力的效率、降低临界胶束浓度、增强表面吸附等作用；复配表面活性剂溶液具有较低的表面和界面张力,因此复配体系将具有较强的润湿能力，可改善岩石亲水性，间接达到洗油目的，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数；两种表面活性剂复配，可增加其抗盐能力，使其能够适应不同类型的地层水；且两种表面活性剂复配应用效果优于单一表面活性剂；在段塞A形成有效封堵后，将段塞B注入油藏，可进入高部位低渗带进行表面活性剂驱，以减少高部位低渗带残余油对油藏造成的封堵，增强其导流能力；段塞A破胶后，经段塞B表面活性剂驱产生的通道已具有一定的导流能力，油层相较调剖前已得到一定的改善，通过后续水驱对油藏进行进一步开发。 [0016] 一种正韵律油藏双段塞复配型调剖剂的使用方法，其特征在于，包括以下步骤： [0017] 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； [0018] 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； [0019] 步骤3.温度范围30-55℃条件下，在混合容器中，向配制水中加入药剂，匀速搅拌4-6小时，得调剖剂； [0020] 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； [0021] 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； [0022] 步骤6.注入驱替水0.15PV，注入段塞B，随后进行后续注采作业。 [0023] 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0.2-0.4PV，等待24-48小时使段塞A调剖剂充分成胶，随后注入驱替水0.15PV，随后向油藏或岩心中注入段塞B0.2-0.3PV，随后进行后续水驱。 [0024] 本发明相对于现有技术其优点在于： [0025] 1、针对正韵律油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种复配型调剖剂，其中复配型调剖剂段塞A，通过混合不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺及添加剂，复配形成具有骨架型交联结构的聚合物，可对油藏底部高渗区实施稳固封堵。 [0026] 2、段塞A中，亚硫酸钠作为除氧剂可有效抑制配制过程中和油藏中的氧对调剖剂产生的降粘效应，从而延长了聚合物的破胶时间。 [0027] 3、段塞A中，复配聚合物的方式及配方中应用的添加剂可使聚合物体系的矿化度适应性增强，可适应矿化度500mg/L-35000mg/L的配制水。 [0028] 4、段塞B中，通过阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵与阴离子表面活性剂十二烷基磺酸钠复配增效，阴-阳离子表面活性剂复配时产生强烈的电性作用，因而使表面活性大大提高，起到降低表面张力的效能、降低表面张力的效率、降低临界胶束浓度、增强表面吸附等作用，其应用效果优于单一表面活性剂。 [0029] 5、本发明通过双段塞注入形式，改善正韵律油藏非均质性、采出程度低、吸水指数低等问题，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正韵律油藏采收率低、经济效益差等弊端。具体实施方式 [0030] 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。 [0031] 下述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800104、1200104、2000104，有效质量分数为90％；乙酸铬为山东西亚化学工业有限公司生产，分析纯；亚硫酸钠为天津市致远化学试剂有限公司生产，分析纯；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；十二烷基磺酸钠为南京化学试剂股份有限公司生产，分析纯AR；十六烷基三甲基溴化铵为南京化学试剂股份有限公司生产，分析纯AR。 [0032] 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： [0033] 实施例一： [0034] 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30℃条件下，向配制水中加入药剂，匀速搅拌4小时，得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。 [0035] 2、配制水，通过向蒸馏水中加入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。 [0036] 3、具体药剂应用量为： [0037] 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800104、1200104、2000104，其质量比为25：35：40，复配聚合物、乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、乌洛托品的质量比为0.26％：0.047％：0.3％：0.31％：0.22％。，余下组分为配制水。 [0038] 段塞B：十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为1.5％：3.5％，余下组分为配制水。 [0039] 4、具体岩心制造规模如下： [0040] 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4.5cm4.5cm30cm，气测渗透率分别为50010-3μm2、100010-3μm2、200010-3μm2，通过非均质岩心对正韵律油藏进行模拟。 [0041] 5、驱替油为原油，40℃情况下粘度37mPa.s。 [0042] 6、封堵性能测试操作步骤如下： [0043] (1)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； [0044] (2)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； [0045] (3)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，放置时高渗层在底部，加围压4MPa，然后以2mL/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； [0046] (4)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.3PV，记录注入调剖剂时压力，静置24小时待用； [0047] (5)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； [0048] (6)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。 [0049] 7、封堵性能评价如下表 [0050] [0051] 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底部高渗带已形成稳固封堵，中渗、低渗带仍具有流动性，说明该调剖剂与模拟水源水结合调剖效果明显，并为后续注入段塞B留有渗流通道。 [0052] 8、驱油能力测试操作步骤如下： [0053] (1)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； [0054] (2)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配置水，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； [0055] (3)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； [0056] (4)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，放置时高渗层在底部，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； [0057] (5)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.3PV，记录注入调剖剂时压力，静置36小时待用，随后注入驱替水0.15PV，向岩心中正向注入段塞B0.25PV； [0058] (6)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。 [0059] 9、驱油能力评价如下表： [0060] [0061] 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，已改善岩心非均质性，提高采收率25.6％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。 [0062] 实施例二： [0063] 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45℃条件下，向配制水中加入药剂，匀速搅拌5小时，得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。 [0064] 2、配制水，通过向蒸馏水中加入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。 [0065] 3、具体药剂应用量为： [0066] 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800104、1200104、2000104，其质量比为25：35：40，复配聚合物、乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、乌洛托品的质量比为0.2％：0.04％：0.2％：0.2％：0.2％。，余下组分为配制水。 [0067] 段塞B：十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为1％：3％，余下组分为配制水。 [0068] 4、具体岩心制造规模如下： [0069] 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4.5cm4.5cm30cm，气测渗透率分别为50010-3μm2、100010-3μm2、200010-3μm2，通过非均质岩心对正韵律油藏进行模拟。 [0070] 5、驱替油为原油，70℃情况下粘度45mPa.s。 [0071] 6、封堵性能测试操作步骤如下： [0072] (1)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； [0073] (2)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； [0074] (3)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，放置时高渗层在底部，加围压4MPa，然后以2mL/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； [0075] (4)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.2PV，记录注入调剖剂时压力，静置48小时待用； [0076] (5)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； [0077] (6)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。 [0078] 7、封堵性能评价如下表 [0079] [0080] 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底部高渗带已形成稳固封堵，中渗、低渗带仍具有流动性，说明该调剖剂与模拟油田污水结合调剖效果明显，并为后续注入段塞B留有渗流通道。 [0081] 8、驱油能力测试操作步骤如下： [0082] (1)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； [0083] (2)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配置水，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； [0084] (3)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； [0085] (4)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，放置时高渗层在底部，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； [0086] (5)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.4PV，记录复配聚合物时的压力，静置36小时待用，随后注入驱替水0.15PV，向岩心中正向注入段塞B0.2PV； [0087] (6)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。 [0088] 9、驱油能力评价如下表： [0089] [0090] 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，已改善岩心非均质性，提高采收率27.89％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。 [0091] 实施例三： [0092] 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，向配制水中加入药剂，匀速搅拌6小时，得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。 [0093] 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。 [0094] 3、具体药剂应用量为： [0095] 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4 4 4 别为80010、120010、200010 ，其质量比为25：35：40，复配聚合物、乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、乌洛托品的质量比为0.3％：0.055％：0.4％：0.4％：0.25％。，余下组分为配制水。 [0096] 段塞B：十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为2％：4％，余下组分为配制水。 [0097] 4、具体岩心制造规模如下： [0098] 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4.5cm4.5cm30cm，气测渗透率分别为50010-3μm2、100010-3μm2、2000*10-3μm2，通过非均质岩心对正韵律油藏进行模拟。 [0099] 5、驱替油为原油，50℃情况下粘度52mPa.s。 [0100] 6、封堵性能测试操作步骤如下： [0101] (1)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； [0102] (2)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； [0103] (3)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，放置时高渗层在底部，加围压4MPa，然后以2mL/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； [0104] (4)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.2PV，记录注入调剖剂时压力，静置36小时待用； [0105] (5)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； [0106] (6)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。 [0107] 7、封堵性能评价如下表 [0108] [0109] 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底部高渗带已形成稳固封堵，中渗、低渗带仍具有流动性，说明该调剖剂与模拟油田污水结合调剖效果明显，并为后续注入段塞B留有渗流通道。 [0110] 8、驱油能力测试操作步骤如下： [0111] (1)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； [0112] (2)将烘干后的岩心放入真空抽汲器中饱和配置水，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； [0113] (3)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； [0114] (4)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，放置时高渗层在底部，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； [0115] (5)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.4PV，记录复配聚合物时的压力，静置36小时待用，随后注入驱替水0.15PV，向岩心中正向注入段塞B0.3PV； [0116] (6)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。 [0117] 9、驱油能力评价如下表： [0118] [0119] 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，已改善岩心非均质性，提高采收率27.19％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。

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