一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂及其使用方法
阅读：4发布：2020-10-21
专利汇可以提供一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂及其使用方法专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且一种高渗孔道型油藏复配 聚合物 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高渗孔道型油藏中，前置段塞混合多个高分子聚丙烯酰胺及添加剂形成复配聚合物，对油藏中高渗区、大孔道实施封堵；后置段塞混合多个低分子量聚丙烯酰胺及添加剂，拥有低 粘度 、流动性强、抗剪切性特征，在前置段塞封堵后注入油藏进行调驱，可抑制封堵后 水 驱产生的小规模水窜、指进现象，调剖剂中含有适量 表面活性剂 ，可改善 地层 岩石 的亲水性，抑制传统调剖方法难以控制的蜡质、胶质、 沥青 质在近井地带沉积的现象；本发明调剖剂配制方法简单，可适应矿化度500mg/L‑35000mg/L的配制水，并且原料廉价易得。，下面是一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂及其使用方法专利的具体信息内容。
1.一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂，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1200*104、1800*104、2400*104，其质量比为15：35：
50；添加剂包括乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、硫脲、乌洛托品；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.25％-0.3％，乙酸铬质量比为0.03％-0.05％，亚硫酸钠质量比为0.2％-0.4％，间苯二酚质量比为0.2％-0.4％，硫脲质量比为0.1％-0.3％，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60：25：15；添加剂包括表面活性剂、三聚氰胺-甲醛树脂、亚硫酸钠、柠檬酸铝；段塞B调剖剂中，复配聚合物质量比为0.05％-0.1％，表面活性剂质量比为2％-6％，三聚氰胺-甲醛树脂质量比为
0.02％-0.03％，亚硫酸钠质量比为0.2％-0.4％，柠檬酸铝质量比为0.02％-0.03％，余下组分为配制水。
2.如权利要求1所述的一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂，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、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、全氟烷基甜菜碱或其他适用于高渗孔道型油藏的表面活性剂。
3.如权利要求1所述的一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂，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、硫脲、乌洛托品质量比为0.26％-
0.29％：0.035％-0.045％：0.25％-0.35％：0.25％-0.35％：0.15％-0.25％：0.21％-
0.24％，余下组分为配制水。
4.如权利要求1所述的一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂，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、硫脲、乌洛托品质量比为0.27％：
0.04％：0.3％：0.3％：0.2％：0.23％，余下组分为配制水。
5.如权利要求1所述的一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂，其特征在于，所述段塞B调剖剂中复配聚合物、表面活性剂、三聚氰胺-甲醛树脂、亚硫酸钠、柠檬酸铝的质量比为
0.06％-0.09％：0.25％-0.55％：0.022％-0.028％：0.25％-0.35％：0.022％-0.028％，余下组分为配制水。
6.如权利要求1所述的一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂，其特征在于，所述段塞B调剖剂中复配聚合物、表面活性剂、三聚氰胺-甲醛树脂、亚硫酸钠、柠檬酸铝的质量比为
0.075％：0.4％：0.025％：0.3％：0.025％，余下组分为配制水。
7.一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂的使用方法，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18-24小时使调剖剂充分成胶；
步骤6.注入驱替水0.2PV，注入段塞B调剖剂静止30-36小时使调剖剂充分成胶，随后进行后续注采作业。
一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂及其使用方法
技术领域
[0001] 本发明涉及一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂及其使用方法，该调剖剂可改善聚驱储层适应性，进而可提高高渗孔道型油藏聚合物驱增油效果，属于油田应用化学剂领域。
背景技术
[0002] 我国陆上油田的水驱采收率总体水平较低，一般低于50％，其重要原因之一是水驱的波及效率较低；影响水驱波及效率的一个重要因素是非均质性；高渗孔道型油藏具有渗透率高、孔喉宽和微裂缝发育的特征，由于孔隙结构的复杂性和岩石表面性质，高渗孔道型油藏同样存在非均质性，使得水驱时，水的推进不能均匀地活塞式前进，造成注入水沿高渗层段突进，出现局部水窜现象，从而降低了注入水的波及效率，制约了水驱采收率。
[0003] 传统的方法是对其孔道进行封堵而后进行水驱，此种方法中，单纯的调剖及后续的水驱往往难以适应储层的复杂性，造成封堵后的小规模水窜、指进等现象，使得进一步提高水驱动用程度的难度较大。
[0004] 针对高渗孔道型油藏提高采收率技术需求，本发明提供一种应用于高渗孔道型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
[0005] 本发明的目的在于提供一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂及其使用方法，通过双段塞形式注入高渗孔道型油藏中，前置段塞混合多个高分子聚丙烯酰胺及添加剂形成复配聚合物，对油藏中高渗区、大孔道实施封堵；后置段塞混合多个低分子量聚丙烯酰胺及添加剂，拥有低粘度、流动性强、抗剪切性特征，在前置段塞封堵后注入油藏进行调驱，可抑制封堵后水驱产生的小规模水窜、指进现象，调剖剂中含有适量表面活性剂，可改善油藏岩石的亲水性，抑制传统调剖方法难以控制的蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象；本发明调剖剂配制方法简单，可适应矿化度500mg/L-35000mg/L的配制水，并且原料廉价易得。
[0006] 为达到上述目的，本发明采用如下技术方案。
[0007] 一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂，其主要成分为：部分水解聚丙烯酰胺相对分子量分别为500*104、800*104、1000*104、1200*104、1800*104、2400*104，乙酸铬，亚硫酸钠，间苯二酚，硫脲，乌洛托品，表面活性剂，三聚氰胺-甲醛树脂，柠檬酸铝；其中表面活性剂具体可为壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基苯磺酸钠、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、全氟烷基甜菜碱或其他适用于高渗孔道型油藏的表面活性剂；针对高渗孔道型油藏，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。
[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4 4 4
部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为1200*10、1800*10 、2400*10 ，其质量比为15：
35：50；添加剂包括乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、硫脲、乌洛托品；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.25％-0.3％，乙酸铬质量比为0.03％-0.05％，亚硫酸钠质量比为0.2％-
0.4％，间苯二酚质量比为0.2％-0.4％，硫脲质量比为0.1％-0.3％，乌洛托品质量比为
0.2％-0.25％，余下组分为配制水。
部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为1200*10、1800*10 、2400*10 ，其质量比为15：
35：50；添加剂包括乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、硫脲、乌洛托品；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.25％-0.3％，乙酸铬质量比为0.03％-0.05％，亚硫酸钠质量比为0.2％-
0.4％，间苯二酚质量比为0.2％-0.4％，硫脲质量比为0.1％-0.3％，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、硫脲、乌洛托品质量比为0.26％-0.29％：0.035％-0.045％：0.25％-0.35％：0.25％-0.35％：0.15％-0.25％：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、硫脲、乌洛托品质量比为0.27％：0.04％：0.3％：0.3％：0.2％：0.23％，余下组分为配制水。
[0011] 段塞A调剖剂主要作用机理为，通过将三种高分子聚丙烯酰胺复配，形成具有分子线团形式的复配型聚合物，可对储层中的孔道实施稳固封堵；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，具有延迟成胶、胶体物性稳定、破胶时间长、耐盐性作用；亚硫酸钠、硫脲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，从而增强聚合物的稳定性；段塞A主要用作封堵高渗孔道型油藏中的高渗区域或大孔道，改善高渗孔道型油藏的非均质性，使得后续注入低粘度的段塞B避免小规模水窜、指进、无效聚驱循环等现象。
[0012] 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60：25：15；添加剂包括表面活性剂、三聚氰胺-甲醛树脂、亚硫酸钠、柠檬酸铝；段塞B调剖剂中，复配聚合物质量比为0.05％-0.1％，表面活性剂质量比为2％-6％，三聚氰胺-甲醛树脂质量比为0.02％-0.03％，亚硫酸钠质量比为0.2％-0.4％，柠檬酸铝质量比为0.02％-0.03％，余下组分为配制水。
[0013] 优选地，段塞B调剖剂中，复配聚合物、表面活性剂、三聚氰胺-甲醛树脂、亚硫酸钠、柠檬酸铝的质量比为0.06％-0.09％：0.25％-0.55％：0.022％-0.028％：0.25％-0.35％：0.022％-0.028％，余下组分为配制水。
[0014] 更优选地，段塞B调剖剂中，复配聚合物、表面活性剂、三聚氰胺-甲醛树脂、亚硫酸钠、柠檬酸铝的质量比为0.075％：0.4％：0.025％：0.3％：0.025％，余下组分为配制水。
[0015] 段塞B调剖剂主要作用机理为，通过较低质量分数的低分子质量部分水解聚丙烯酰胺、三聚氰胺-甲醛树脂及柠檬酸铝交联形成粘度较低的复配聚合物，调驱波及系数高，在段塞A封堵后注入油藏进行调驱，可抑制封堵后水驱产生的小规模水窜、指进、无效聚驱循环等现象；在调剖剂中加入适量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；且段塞B中应用两种表面活性剂复配，其使用效果优于单一表面活性剂，可改善油藏岩石的亲水性，抑制传统调剖方法难以控制的蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象，达到聚驱提高采收率的目的；本发明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，抑制高渗孔道型油藏死油区形成，并通过后续水驱对油藏进行进一步开发。
[0016] 一种高渗孔道型油藏复配聚合物调剖剂的使用方法，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；
[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18-24小时使调剖剂充分成胶；
[0022] 步骤6.注入驱替水0.2PV，注入段塞B调剖剂静止30-36小时使调剖剂充分成胶，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0.3PV，等待18-24小时使段塞A调剖剂充分成胶，随后向油藏或岩心中注入驱替水0.2PV，随后向油藏或岩心中注入段塞B调剖剂0.5-0.7PV，等待30-36小时让段塞B调剖剂充分成胶，随后进行后续注采作业。
[0024] 本发明相对于现有技术其优点在于：
[0025] 1、通过将多个高分子聚丙烯酰胺复配，形成具有分子线团形式的复配型聚合物段塞A，可对油藏中的大孔道实施稳固封堵。
[0026] 2、段塞A中，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，具有延迟成胶、胶体物性稳定、破胶时间长、耐盐性作用。
[0027] 3、段塞A中，通过添加亚硫酸钠、硫脲作为除氧剂可有效抑制油藏中的氧原子对调剖剂产生的降粘效应，增强调剖剂的稳定性。
[0028] 4、通过较低质量分数的小分子聚丙烯酰胺、三聚氰胺-甲醛树脂及柠檬酸铝交联形成段塞B调剖剂，拥有较低粘度特征，可在段塞A封堵后进行调驱，以进入段塞A为波及区域，段塞B注入量为0.5-0.7PV，可视为聚驱采油。
[0029] 5、段塞B中，通过加入适量亚硫酸钠作为除氧剂可有效抑制油藏中的氧原子对调剖剂产生的降粘效应；段塞B中应用两种表面活性剂复配，其使用效果优于单一表面活性剂，可改善油藏的亲水性，达到聚驱提高采收率的目的。
[0030] 6、本发明通过双段塞注入形式，改善高渗孔道型油藏非均质性、采出程度低、吸水指数低，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高渗孔道型油藏采收率低、经济效益差等弊端。
具体实施方式
[0031] 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。
[0032] 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500*104、800*104、1000*104、1200*104、1800*104、2400*104，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；硫脲为山东嘉颖化工科技有限公司生产，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；三聚氰胺-甲醛树脂为济宁宏明化学试剂有限公司生产，含量：≥98％；柠檬酸铝为济南鑫雅化工有限公司生产，优级纯GR；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％；椰子油脂肪酸二乙醇酰胺为山东小野化学股份有限公司生产，分析纯。
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％；椰子油脂肪酸二乙醇酰胺为山东小野化学股份有限公司生产，分析纯。
[0033] 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：
[0034] 实施例一：
[0035] 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。
[0036] 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。
[0037] 3、具体药剂应用量为：
[0038] 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1200*104、1800*104、2400*104，其质量比为15：35：50；复配聚合物、乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、硫脲、乌洛托品质量比为0.27％：0.04％：0.3％：0.3％：0.2％：0.23％，余下组分为配制水。
[0039] 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60：25：15；复配聚合物、十二烷基苯磺酸钠、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、三聚氰胺-甲醛树脂、亚硫酸钠、柠檬酸铝的质量比为0.075％：0.2％：0.2％：0.025％：0.3％：0.025％，余下组分为配制水。
[0040] 4、具体岩心制造规模如下：
[0043] 6、封堵性能测试操作步骤如下：
[0044] (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；
[0045] (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；
[0046] (3)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，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；
[0047] (4)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.3PV，记录注入调剖剂时的压力，静置24小时待用；
[0048] (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；
[0049] (6)全程实验在30℃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、阻力系数和残余阻力系数。
[0050] 7、封堵性能评价如下表
[0051]
[0052] 从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对岩心调剖效果明显，封堵率已达90％以上，说明该复配聚合物体系与模拟水源水结合后无负面影响。
[0053] 8、驱油能力测试操作步骤如下：
[0054] (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；
[0055] (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；
[0056] (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；
[0057] (4)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，全程实验在30℃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；
[0058] (5)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.3PV，注完后放置18小时，随后注入配制水0.2PV、随后注入段塞B调剖剂0.5PV，停泵，静置30小时待用；
[0059] (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。
[0060] 9、驱油能力评价如下表：
[0061]
[0062] 从上述数据得知，使用模拟水源水配制调剖剂，在模拟油藏30℃情况下进行驱替实验，对高渗透率岩心实施调剖后，已改善岩心非均质性，提高采收率26.64％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。
[0063] 实施例二：
[0064] 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并匀速搅拌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。
[0065] 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。
[0066] 3、具体药剂应用量为：
[0067] 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1200*104、1800*104、2400*104，其质量比为15：35：50；复配聚合物、乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、硫脲、乌洛托品质量比为0.25％：0.03％：0.2％：0.2％：0.1％：0.2％，余下组分为配制水。
[0068] 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60：25：15；复配聚合物、十二烷基苯磺酸钠、全氟烷基甜菜碱、三聚氰胺-甲醛树脂、亚硫酸钠、柠檬酸铝的质量比为0.05％：0.1％：0.1％：0.02％：0.2％：0.02％，余下组分为配制水。
[0069] 4、具体岩心制造规模如下：
[0070] 实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率为2000*10-3μm2，通过高渗透率岩心模拟高渗孔道型油藏。
[0071] 5、驱替油为原油，50℃情况下粘度55mPa.s。
[0072] 6、封堵性能测试操作步骤如下：
[0073] (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；
[0074] (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；
[0075] (3)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，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；
[0076] (4)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.3PV，记录注入调剖剂时的压力，静置22小时待用；
[0077] (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；
[0078] (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、阻力系数和残余阻力系数。
[0079] 7、封堵性能评价如下表
[0080]
[0081] 从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对岩心调剖效果明显，封堵率已达90％以上，说明该复配聚合物体系与模拟油田污水结合后无负面影响。
[0082] 8、驱油能力测试操作步骤如下：
[0083] (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；
[0084] (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；
[0085] (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；
[0086] (4)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；
[0087] (5)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.3PV，注完后放置24小时，随后注入配制水0.2PV、随后注入段塞B调剖剂0.7PV，停泵，静置36小时待用；
[0088] (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。
[0089] 9、驱油能力评价如下表：
[0090]
[0091] 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，对高渗透率岩心实施调剖后，已改善岩心非均质性，提高采收率24.49％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。
[0092] 实施例三：
[0093] 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并匀速搅拌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。
[0094] 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。
[0095] 3、具体药剂应用量为：
[0096] 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1200*10、1800*10 、2400*10 ，其质量比为15：35：50；复配聚合物、乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、硫脲、乌洛托品质量比为0.3％：0.05％：0.4％：0.4％：0.3％：0.25％，余下组分为配制水。
别为1200*10、1800*10 、2400*10 ，其质量比为15：35：50；复配聚合物、乙酸铬、亚硫酸钠、间苯二酚、硫脲、乌洛托品质量比为0.3％：0.05％：0.4％：0.4％：0.3％：0.25％，余下组分为配制水。
[0097] 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4 4 4
为500*10、800*10 、1000*10 ，其质量比为60：25：15；复配聚合物、壬基酚聚氧乙烯醚、全氟烷基甜菜碱、三聚氰胺-甲醛树脂、亚硫酸钠、柠檬酸铝的质量比为0.1％：0.3％：0.3％：
0.03％：0.4％：0.03％，余下组分为配制水。
为500*10、800*10 、1000*10 ，其质量比为60：25：15；复配聚合物、壬基酚聚氧乙烯醚、全氟烷基甜菜碱、三聚氰胺-甲醛树脂、亚硫酸钠、柠檬酸铝的质量比为0.1％：0.3％：0.3％：
0.03％：0.4％：0.03％，余下组分为配制水。
[0098] 4、具体岩心制造规模如下：
[0099] 实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率为2000*10-3μm2，通过高渗透率岩心模拟高渗孔道型油藏。
[0100] 5、驱替油为原油，70℃情况下粘度37mPa.s。
[0101] 6、封堵性能测试操作步骤如下：
[0102] (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；
[0103] (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；
[0104] (3)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，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；
[0105] (4)向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.3PV，记录注入调剖剂时的压力，静置24小时待用；
[0106] (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；
[0107] (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、阻力系数和残余阻力系数。
[0108] 7、封堵性能评价如下表
[0109]
[0110] 从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对岩心调剖效果明显，封堵率已达90％以上，说明该复配聚合物体系与模拟油田污水结合后无负面影响。
[0111] 8、驱油能力测试操作步骤如下：
[0112] (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；
[0113] (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；
[0114] (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；
[0115] (4)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；
[0116] (5)以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.3PV，注完后放置20小时，随后注入配制水0.2PV、随后注入段塞B调剖剂0.6PV，停泵，静置33小时待用；
[0117] (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。
[0118] 9、驱油能力评价如下表：
[0119]
[0120] 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，对高渗透率岩心实施调剖后，已改善岩心非均质性，提高采收率24.63％，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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