CN107218009A - 一种低渗砂岩油藏铬铝离子复配调剖剂及其使用方法 - Google Patents
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Abstract
一种低渗砂岩油藏铬铝离子复配调剖剂及其使用方法，涉及油田应用化学领域。本发明调剖剂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型聚合物，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铬铝离子复配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铬铝离子交联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铬铝离子复配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型聚合物，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；本发明调剖剂配制方法简单，可适应矿化度500-35000mg/L的配制水，并且原料廉价易得。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案。
一种低渗砂岩油藏铬铝离子复配调剖剂，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，乙酸铬，三氯化铝，N,N-亚甲基双丙烯酰胺，六偏磷酸钠，黏土稳定剂，全氟烷基甜菜碱，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺，十二烷基磺酸钠，水杨酸，氟硅酸钠；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于低渗砂岩油藏的黏土稳定剂；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；添加剂包括乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.05％-0.15％，乙酸铬质量比为0.05％-0.1％，三氯化铝质量比为0.02％-0.07％，N,N-亚甲基双丙烯酰胺质量比为0.02％-0.07％，六偏磷酸钠质量比为0.1％-0.15％，余下组分为配制水。
优选地，段塞A调剖剂中，复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.07％-0.13％：0.06％-0.09％：0.03％-0.06％：0.03％-0.06％：0.11％-0.14％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞A调剖剂中，复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，余下组分为配制水。
段塞A主要作用机理为：通过不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺与铬铝离子交联，形成分子线团结构聚合物，在注入油藏后，首先流入相对渗透率高的大孔道、微裂缝，并与油藏中的黏土颗粒、不溶悬浮物相结合，形成绕核式分子线团结构，可对低渗砂岩油藏中大孔道、微裂缝实施封堵；段塞A中N,N-亚甲基双丙烯酰胺作为一种辅助型堵水剂及辅助型交联剂，可增加聚丙烯酰胺分子线团外围基团的活性，使得段塞A与砂岩相接触部分具有较大的粘性；六偏磷酸钠起到分散剂作用，可使复配聚合物体系分子间分布更为均匀，增加分子线团外围吸附力，从而提高调剖剂在低渗砂岩油藏中的封堵效果；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、全氟烷基甜菜碱、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠、乙酸铬、三氯化铝、水杨酸、氟硅酸钠；段塞B调剖剂中，复配聚合物质量比为0.02％-0.08％，黏土稳定剂质量比为0.2％-0.3％，全氟烷基甜菜碱质量比为0.1％-0.2％，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺质量比为0.05％-0.15％，十二烷基磺酸钠质量比为0.05％-0.15％，乙酸铬质量比为0.01％-0.03％，三氯化铝质量比为0.01％-0.03％，水杨酸质量比为0.02％-0.03％，氟硅酸钠质量比为0.02％-0.07％，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、全氟烷基甜菜碱、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠、乙酸铬、三氯化铝、水杨酸、氟硅酸钠的质量比为0.04％-0.06％：0.22％-0.28％：0.12％-0.18％：0.07％-0.13％：0.07％-0.13％：0.01％-0.03％：0.01％-0.03％：0.022％-0.028％：0.03％-0.06％，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、全氟烷基甜菜碱、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠、乙酸铬、三氯化铝、水杨酸、氟硅酸钠的质量比为质量比为0.05％：0.25％：0.15％：0.1％：0.1％：0.02％：0.02％：0.025％：0.05％，余下组分为配制水。
段塞B主要作用机理为，通过较低质量分数的部分水解聚丙烯酰胺与铬铝离子交联形成复配聚合物，具有低粘度、流动性强、抗剪切性特征；氟硅酸钠作为延时剂可延长成胶时间，使聚合物以较低粘度进入油藏后缓慢成胶，实施调驱；段塞B中含有适量的黏土稳定剂，在实施聚合物驱的过程中可有效减少黏土膨胀现象的发生；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；全氟烷基甜菜碱、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和十二烷基磺酸钠作为表面活性剂，加入调剖剂中注入油藏，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进行驱替，可针对性控制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，实现双段塞协同作用，达到聚驱提高采收率的目的。
一种低渗砂岩油藏铬铝离子复配调剖剂的使用方法，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，静止48-72小时使调剖剂充分成胶，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调剖剂充分成胶，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，等待48-72小时让段塞B调剖剂充分成胶，随后进行后续水驱。
本发明相对于现有技术其优点在于：
1、段塞A中，通过不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺与铬铝离子交联，形成分子线团结构聚合物，在注入油藏后，首先流入相对渗透率高的大孔道、微裂缝，并与油藏中的黏土颗粒、不溶悬浮物相结合，形成绕核式分子线团结构，可对低渗砂岩油藏中大孔道、微裂缝实施封堵。
2、段塞B通过较低质量分数的部分水解聚丙烯酰胺与铬铝离子交联形成复配聚合物，具有低粘度、流动性强、抗剪切性特征，既可以发挥调剖作用，又可以发挥驱油作用，并可抑制低渗砂岩油藏水驱过程中发生水窜、指进、无效水循环等现象。
3、段塞B中全氟烷基甜菜碱、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和十二烷基磺酸钠作为表面活性剂，加入调剖剂中注入油藏，可有效解决蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象，并改善砂岩油藏的亲水性。
4、铬铝离子交联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。
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。
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，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；三氯化铝为济宁宏明化学试剂有限公司生产，分析纯；N,N-亚甲基双丙烯酰胺为南京化学试剂股份有限公司生产，CP,98％；六偏磷酸钠为山东鼎欣生物科技有限公司生产，98％；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％；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；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；水杨酸为南京化学试剂股份有限公司生产，分析纯；氟硅酸钠为广东翁江化学试剂有限公司生产，分析纯AR。
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，通过向蒸馏水中加入NaCl调节至矿化度为500mg/L，用以模拟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、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，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、全氟烷基甜菜碱、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠、乙酸铬、三氯化铝、水杨酸、氟硅酸钠的质量比为0.05％：0.25％：0.15％：0.1％：0.1％：0.02％：0.02％：0.025％：0.05％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下表：
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，用以模拟油藏微裂缝；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，用以模拟油藏中不溶悬浮物，注完后将岩心取出；
(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，用以模拟油藏中不溶悬浮物，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；
(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，静置48小时待用；
(7)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算各岩心最终采收率值。
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24.77％，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。
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。
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、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.05％：0.05％：0.02％：0.02％：0.1％，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、黏土稳定剂、全氟烷基甜菜碱、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠、乙酸铬、三氯化铝、水杨酸、氟硅酸钠的质量比为0.02％：0.2％：0.1％：0.05％：0.05％：0.01％：0.01％：0.02％：0.02％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下表：
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，用以模拟油藏微裂缝；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，55℃情况下粘度32mPa.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，用以模拟油藏中不溶悬浮物，注完后将岩心取出；
(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55℃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，用以模拟油藏中不溶悬浮物，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；
(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55℃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0.6PV，停泵，静置60小时待用；
(7)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算各岩心最终采收率值。
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55℃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25.37％，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。
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、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠质量比为0.15％：0.1％：0.07％：0.07％：0.15％，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、黏土稳定剂、全氟烷基甜菜碱、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠、乙酸铬、三氯化铝、水杨酸、氟硅酸钠的质量比为0.08％：0.3％：0.2％：0.15％：0.15％：0.03％：0.03％：0.03％：0.07％，余下组分为配制水。
4、具体岩心制造规模如下表：
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，用以模拟油藏微裂缝；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，75℃情况下粘度26mPa.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，用以模拟油藏中不溶悬浮物，注完后将岩心取出；
(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75℃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，用以模拟油藏中不溶悬浮物，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；
(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55℃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0.7PV，停泵，静置72小时待用；
(7)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，记录出油量，并计算各岩心最终采收率值。
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75℃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25.65％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。
Claims (7)
1.一种低渗砂岩油藏铬铝离子复配调剖剂，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；添加剂包括乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠；段塞A调剖剂中，复配聚合物质量比为0.05％-0.15％，乙酸铬质量比为0.05％-0.1％，三氯化铝质量比为0.02％-0.07％，N,N-亚甲基双丙烯酰胺质量比为0.02％-0.07％，六偏磷酸钠质量比为0.1％-0.15％，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、全氟烷基甜菜碱、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠、乙酸铬、三氯化铝、水杨酸、氟硅酸钠；段塞B调剖剂中，复配聚合物质量比为0.02％-0.08％，黏土稳定剂质量比为0.2％-0.3％，全氟烷基甜菜碱质量比为0.1％-0.2％，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺质量比为0.05％-0.15％，十二烷基磺酸钠质量比为0.05％-0.15％，乙酸铬质量比为0.01％-0.03％，三氯化铝质量比为0.01％-0.03％，水杨酸质量比为0.02％-0.03％，氟硅酸钠质量比为0.02％-0.07％，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铬铝离子复配调剖剂，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铬铝离子复配调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠的质量比为0.07％-0.13％：0.06％-0.09％：0.03％-0.06％：0.03％-0.06％：0.11％-0.14％，余下组分为配制水。
4.如权利要求1所述的一种低渗砂岩油藏铬铝离子复配调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、N,N-亚甲基双丙烯酰胺、六偏磷酸钠的质量比为0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，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铬铝离子复配调剖剂，其特征在于，所述段塞B调剖剂中复配聚合物、黏土稳定剂、全氟烷基甜菜碱、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠、乙酸铬、三氯化铝、水杨酸、氟硅酸钠的质量比为0.04％-0.06％：0.22％-0.28％：0.12％-0.18％：0.07％-0.13％：0.07％-0.13％：0.01％-0.03％：0.01％-0.03％：0.022％-0.028％：0.03％-0.06％，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铬铝离子复配调剖剂，其特征在于，所述段塞B调剖剂中复配聚合物、黏土稳定剂、全氟烷基甜菜碱、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠、乙酸铬、三氯化铝、水杨酸、氟硅酸钠的质量比为0.05％：0.25％：0.15％：0.1％：0.1％：0.02％：0.02％：0.025％：0.05％，余下组分为配制水。
7.一种低渗砂岩油藏铬铝离子复配调剖剂的使用方法，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，静止48-72小时使调剖剂充分成胶，随后进行后续注采作业。
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