CN107345132A - 一种复合韵律油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法 - Google Patents
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Abstract
一种复合韵律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复合韵律油藏，前置段塞混合高分子质量复配聚合物与铬铝离子交联剂，具有高粘度、抗剪切性强的特性，可对油藏中部高渗层实施稳固封堵；后置段塞使用低分子量的复配聚合物，并加入适量黏土稳定剂及表面活性剂，拥有低粘度、高稳定性特征，可抑制中渗、低渗层驱替过程中黏土膨胀现象，改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象；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，抑制复合韵律油藏死油区形成，以改善传统采油方法对复合韵律油藏采收率低、经济效益差等弊端。
Description
技术领域
本发明涉及一种复合韵律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，进而可提高复合韵律型油藏石油采收率，属于油田应用化学剂领域。
背景技术
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，是一种极不理想的油藏；反韵律油藏反映沉积环境水动力条件由弱到强规律变化，其最高渗透层在砂体顶部，由上到下岩性、物性逐渐变差，密度逐渐增大、视电阻率降低，由于沉积作用的差异,许多反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，同样也是是一种极不理想的油藏；复合韵律油藏是正、反两种韵律类型的组合，其内部的岩性、物性、电性特征和水淹规律分别受上下部韵律类型控制，在油田注水开发过程中，表现为中部突进或较均匀的水线推进类型，韵律中部多为中、高水淹；在韵律顶部和底部为低、未水淹。
大量复合韵律油藏实际采出程度在10％～20％，采出程度偏低，有研究表明：复合韵律油藏渗透率级差越大，其非均质性越严重，采出程度越低，含水上升越快，高渗层驱油效率越高，低渗层驱油效率则越低；在注水开发过程中，注入水绝大部分都涌入高渗层，而中、低渗层的水驱动用情况很差；由于层间矛盾，中、高渗层的绝大部分可动油是在注入孔隙体积1PV前采出的，大于1PV以后的注入水对提高采收率幅度的影响相对较小；剩余油主要分部在低渗层段，渗透率级差越大，低渗层驱油效率越低，剩余油分部的比例越大。
针对复合韵律油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种复配聚合物型调剖剂，克服了上述在水驱过程中的弊端。
发明内容
本发明的目的在于提供一种复合韵律油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法，其特征在于，通过双段塞形式注入复合韵律油藏，前置段塞混合高分子质量复配聚合物与铬铝离子交联剂，具有高粘度、抗剪切性强的特性，可对油藏中部高渗层实施稳固封堵；后置段塞使用低分子量的复配聚合物，并加入适量黏土稳定剂及表面活性剂，拥有低粘度、高稳定性特征，可抑制中渗、低渗层驱替过程中黏土膨胀现象，改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象；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，抑制复合韵律油藏死油区形成，以改善传统采油方法对复合韵律油藏采收率低、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。
本发明的目的在于提供一种复合韵律油藏复配聚合物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500*104、800*104、1000*104、1500*104、2000*104，乙酸铬，三氯化铝，亚硫酸钠，三乙醇胺，酒石酸钾钠，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于复合韵律油藏的黏土稳定剂，表面活性剂具体可为壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基苯磺酸钠或全氟烷基甜菜碱；针对复合韵律油藏，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1000*104、1500*104、2000*104，其质量比为35：45：20；添加剂包括乙酸铬、三氯化铝、亚硫酸钠、三乙醇胺、酒石酸钾钠；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0.1％-0.2％，三氯化铝质量比为0.1％-0.2％，亚硫酸钠质量比为0.3％-0.4％，三乙醇胺质量比为0.1％-0.2％，酒石酸钾钠质量比为0.1％-0.2％，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、亚硫酸钠、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.22％-0.28％：0.12％-0.18％：0.12％-0.18％：0.33％-0.37％：0.12％-0.18％：0.12％-0.18％，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、亚硫酸钠、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.25％：0.15％：0.15％：0.35％：0.15％：0.15％，余下组分为配制水。
段塞A调剖剂主要作用机理为，通过三种高分子质量部分水解聚丙烯酰胺与铬铝离子交联复配，形成具有骨架型交联结构的聚合物，具有胶体物性稳定、破胶时间长、耐盐性等作用，可对复合韵律油藏中部高渗带进行有效封堵；三乙醇胺作为辅助交联剂使用，增强调剖剂稳定性，以及增加破胶时间；酒石酸钾钠作为分散剂使用，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，从而提高调剖剂在复合韵律油藏中部高渗带的封堵效果；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主要用作封堵复合韵律油藏中部高渗带，改善复合韵律油藏的非均质性，使得后续注入段塞B调剖剂可进入复合韵律油藏中、低渗透层，从而形成双段塞协同作用。
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调剖剂主要作用机理为，通过混合低分子质量复配聚合物及乌洛托品形成调剖剂，拥有较低粘度、高稳定性特征，并在调剖剂中加入适量黏土稳定剂，可抑制中渗、低渗带驱替过程中黏土膨胀现象；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调剖剂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形成有效封堵后，将段塞B注入油藏，可进入中渗、低渗层进行聚合物驱，以减少中渗、低渗层残余油对油藏造成的封堵，增强其导流能力；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，抑制复合韵律油藏死油区形成，并通过后续水驱对油藏进行进一步开发。
一种复合韵律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，向配制水中加入药剂，匀速搅拌4-6小时，得调剖剂；
步骤4.对注水井进行机械封堵作业，封堵复合韵律油藏中、低渗带，使注入调剖剂进入中部高渗带；
步骤5.将注水井与混合容器及增压装置连接，启动增压装置，将段塞A调剖剂注入油藏，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.解除机械封堵，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0.2-0.3PV，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，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、针对复合韵律油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种复合韵律油藏复配聚合物型调剖剂，其特征在于，复配聚合物型调剖剂段塞A，通过三种高分子质量部分水解聚丙烯酰胺进行复配，形成具有分子线团形式的复配型聚合物，可对复合韵律油藏中部高渗带实施稳固封堵。
2、段塞A中，通过添加乙酸铬、三氯化铝作为交联剂，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。
3、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，增强调剖剂的稳定性。
4、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、段塞B中，混合低分子质量的复配聚合物及乌洛托品形成调剖剂，拥有较低粘度、高稳定性特征，并在调剖剂中加入适量黏土稳定剂，可抑制中渗、低渗带驱替过程中黏土膨胀现象。
6、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，并可改善油藏的亲水性，达到聚驱提高采收率的目的。
7、本发明通过双段塞注入形式，改善复合韵律油藏非均质性、采出程度低、吸水指数低及注水压力大，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复合韵律油藏采收率低、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、1500*104、2000*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；亚硫酸钠为天津市致远化学试剂有限公司生产，分析纯；三乙醇胺为南京化学试剂股份有限公司生产，分析纯AR；酒石酸钾钠为德州润昕实验仪器有限公司生产，分析纯AR；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％；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；水杨酸为南京化学试剂股份有限公司生产，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。
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。
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。
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1000*104、1500*104、2000*104，其质量比为35：45：20，复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、亚硫酸钠、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.25％：0.15％：0.15％：0.35％：0.15％：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、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五层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，由上至下气测渗透率分别为500*10-3μm2、1000*10-3μm2、2000*10-3μm2、1000*10-3μm2、500*10-3μm2，通过非均质岩心对复合韵律油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，30℃情况下粘度37mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(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；
(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；
(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；
(4)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，向岩心中正向注入段塞A调剖剂0.25PV，记录注入调剖剂时压力，静置24小时待用，解除夹持器中阻隔装置；
(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；
(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。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为五层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对五层非均值岩心调剖效果明显，中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。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(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；
(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；
(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；
(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；
(5)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.2PV，记录注入调剖剂时压力，静置36小时待用，解除夹持器中阻隔装置，随后向岩心中注入驱替水0.4PV，向岩心中正向注入段塞B调剖剂0.5PV；
(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。
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30℃情况下进行驱替实验，对五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31.48％，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。
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1000*104、1500*104、2000*104，其质量比为35：45：20，复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、亚硫酸钠、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.2％：0.1％：0.1％：0.3％：0.1％：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、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五层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，由上至下气测渗透率分别为500*10-3μm2、1000*10-3μm2、2000*10-3μm2、1000*10-3μm2、500*10-3μm2，通过非均质岩心对复合韵律油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，50℃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；
(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；
(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；
(4)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，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48小时待用，解除夹持器中阻隔装置；
(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；
(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。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为五层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对五层非均值岩心调剖效果明显，中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。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(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；
(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；
(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；
(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；
(5)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.25PV，记录注入压力，静置36小时待用，解除夹持器中阻隔装置，随后向岩心中注入驱替水0.4PV，向岩心中正向注入段塞B调剖剂0.6PV；
(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。
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，对五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29.58％，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。
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1000*104、1500*104、2000*104，其质量比为35：45：20，复配聚合物、乙酸铬、三氯化铝、亚硫酸钠、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.3％：0.2％：0.2％：0.4％：0.2％：0.2％，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五层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，由上至下气测渗透率分别为500*10-3μm2、1000*10-3μm2、2000*10-3μm2、1000*10-3μm2、500*10-3μm2，通过非均质岩心对复合韵律油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，70℃情况下粘度25.3mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(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；
(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；
(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；
(4)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，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36小时待用，解除夹持器中阻隔装置；
(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；
(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。
7、封堵性能评价如下表
堵前渗透率为五层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对五层非均值岩心调剖效果明显，中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。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(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；
(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；
(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；
(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；
(5)在夹持器入口与岩心接触部位设置阻隔装置，阻挡注入流体流入中、低渗透层，用以模拟实际井筒中的机械封堵，以0.9mL/min的速度正向注入段塞A调剖剂0.3PV，记录注入压力，静置36小时待用，解除夹持器中阻隔装置，随后向岩心中注入驱替水0.4PV，向岩心中正向注入段塞B调剖剂0.7PV；
(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。
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，对五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30.65％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。
Claims (8)
1.一种复合韵律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1000*104、1500*104、2000*104，其质量比为35：45：20；添加剂包括乙酸铬、三氯化铝、亚硫酸钠、三乙醇胺、酒石酸钾钠；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0.1％-0.2％，三氯化铝质量比为0.1％-0.2％，亚硫酸钠质量比为0.3％-0.4％，三乙醇胺质量比为0.1％-0.2％，酒石酸钾钠质量比为0.1％-0.2％，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所述的一种复合韵律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复合韵律油藏的黏土稳定剂。
3.如权利要求1所述的一种复合韵律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、十二烷基苯磺酸钠或全氟烷基甜菜碱。
4.如权利要求1所述的一种复合韵律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、乙酸铬、三氯化铝、亚硫酸钠、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.22％-0.28％：0.12％-0.18％：0.12％-0.18％：0.33％-0.37％：0.12％-0.18％：0.12％-0.18％，余下组分为配制水。
5.如权利要求1所述的一种复合韵律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、乙酸铬、三氯化铝、亚硫酸钠、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.25％：0.15％：0.15％：0.35％：0.15％：0.15％，余下组分为配制水。
6.如权利要求1所述的一种复合韵律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所述的一种复合韵律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。
8.一种复合韵律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，向配制水中加入药剂，匀速搅拌4-6小时，得调剖剂；
步骤4.对注水井进行机械封堵作业，封堵复合韵律油藏中、低渗带，使注入调剖剂进入中部高渗带；
步骤5.将注水井与混合容器及增压装置连接，启动增压装置，将段塞A调剖剂注入油藏，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.解除机械封堵，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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