CN107384351A - 一种低渗孔道型油藏双段塞复配调剖剂及其使用方法 - Google Patents

一种低渗孔道型油藏双段塞复配调剖剂及其使用方法 Download PDF

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Abstract

一种低渗孔道型油藏双段塞复配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低渗孔道型油藏中，前置段塞混合硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、水杨酸、柠檬酸铝，具有低粘度、流动性强、抗剪切能力强的特性，可对油藏内部高渗孔道实施封堵；后置段塞为复配表面活性剂，对未经封堵的孔道实施表面活性剂驱，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数，改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象；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，抑制低渗孔道型油藏死油区形成，以改善传统采油方法对低渗孔道型油藏采收率低、经济效益差等弊端。

Description

一种低渗孔道型油藏双段塞复配调剖剂及其使用方法
技术领域
本发明涉及一种低渗孔道型油藏双段塞复配调剖剂及其使用方法，该调剖剂可改善储层适应性，进而可提高低渗孔道型油藏增油效果，属于油田应用化学剂领域。
背景技术
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；低渗孔道型油藏具有渗透率低、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，低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。
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。
针对低渗孔道型油藏提高采收率技术需求，本发明提供一种双段塞复配调剖剂，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孔道型油藏双段塞复配调剖剂及其使用方法，本发明通过双段塞形式注入低渗孔道型油藏中，前置段塞混合硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、水杨酸、柠檬酸铝，具有低粘度、流动性强、抗剪切能力强的特性，可对油藏内部高渗孔道实施封堵；后置段塞为复配表面活性剂，对未经封堵的孔道实施表面活性剂驱，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数，改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象；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，抑制低渗孔道型油藏死油区形成，以改善传统采油方法对低渗孔道型油藏采收率低、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。
一种低渗孔道型油藏双段塞复配调剖剂，其主要成分为：部分水解聚丙烯酰胺相对分子量为400*104，硅酸钠，六偏磷酸钠，亚硫酸钠，水杨酸，柠檬酸铝，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺，十二烷基磺酸钠；针对低渗孔道型油藏，设计双段塞式调剖剂，以下用段塞A调剖剂和段塞B来进行描述。
段塞A调剖剂包括硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、水杨酸、柠檬酸铝；其中聚丙烯酰胺分子质量为400*104；段塞A调剖剂中，硅酸钠质量比为1％-2％，部分水解聚丙烯酰胺质量比为0.05％-0.15％，六偏磷酸钠质量比为0.2％-0.4％，亚硫酸钠质量比为0.4％-0.6％，水杨酸质量比为0.1％-0.3％，柠檬酸铝质量比为0.15％-0.25％，余下组分为配制水。
优选地，段塞A调剖剂中，硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、水杨酸、柠檬酸铝质量比为1.2％-1.8％：0.08％-0.12％：0.25％-0.35％：0.45％-0.55％：0.15％-0.25％：0.18％-0.22％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞A调剖剂中，硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、水杨酸、柠檬酸铝质量比为1.5％：0.1％：0.3％：0.5％：0.2％：0.2％，余下组分为配制水。
段塞A调剖剂主要作用机理为，硅酸钠作为段塞A调剖剂主剂，成胶性能良好、流动性强、成胶前粘度低，并具备一定的抗盐能力，地层水矿化度对硅酸钠影响较小；部分水解聚丙烯酰胺起到辅助调剖剂作用，通过将硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、柠檬酸铝混合可形成球状交联结构，具有高粘弹性、高流变性特征，在油藏中流经大孔道时可吸附于孔道内壁，对油藏中孔道实施稳固封堵；柠檬酸铝作为交联剂，具有延迟成胶、胶体物性稳定、破胶时间长、耐盐性作用；亚硫酸钠作为除氧剂可抑制配制过程中和油藏中的氧对调剖剂产生的降粘效应，从而增强调剖剂的稳定性；六偏磷酸钠起到分散剂作用，可使硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺在水溶液中分子间分布更为均匀，增加分子线团外围吸附力，从而提高调剖剂在孔道中的封堵效果；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A主要用作封堵低渗孔道型油藏中的高渗区域或大孔道，改善低渗孔道型油藏的非均质性，使得后续段塞B可进入未经封堵的孔道中，从而形成双段塞协同作用。
段塞B包括椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和十二烷基磺酸钠；段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺质量比为1％-2％，十二烷基磺酸钠质量比为1％-2％，余下组分为配制水。
优选地，段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠质量比为1.3％-1.7％：1.3％-1.7％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠质量比为1.5％：1.5％，余下组分为配制水。
段塞B主要作用机理为，通过非离子表面活性剂椰子油脂肪酸二乙醇酰胺与阴离子表面活性剂十二烷基磺酸钠复配增效，起到表面活性剂协同效应；复配表面活性剂溶液具有较低的表面和界面张力,以及较强的润湿能力，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，可进入未波及孔道进行表面活性剂驱，以减少孔道中残余油对油藏造成的封堵，增强其导流能力；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，抑制低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。
一种低渗孔道型油藏双段塞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，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0.3PV，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B0.2-0.3PV，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、段塞A中，硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、柠檬酸铝混合可形成球状交联结构，具有高粘弹性、高流变性特征，在油藏中流经大孔道时可吸附于孔道内壁，对油藏中孔道实施稳固封堵。
2、段塞A中，六偏磷酸钠起到分散剂作用，可使硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺在水溶液中分子间分布更为均匀，增加分子线团外围吸附力，从而提高调剖剂在孔道中的封堵效果。
3、段塞A中，亚硫酸钠作为除氧剂可抑制配制过程中和油藏中的氧对调剖剂产生的降粘效应，从而增强调剖剂的稳定性。
4、段塞B中，通过非离子表面活性剂椰子油脂肪酸二乙醇酰胺与阴离子表面活性剂十二烷基磺酸钠复配增效，起到表面活性剂协同效应,其应用效果优于单一表面活性剂，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。
5、本发明通过双段塞注入形式，改善低渗孔道型油藏非均质性、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低渗孔道型油藏采收率低、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400*104，有效质量分数为90％；硅酸钠为莱阳经济技术开发区精细化工厂生产，分析纯；六偏磷酸钠为山东鼎欣生物科技有限公司生产，98％；亚硫酸钠为天津市致远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；柠檬酸铝为济南鑫雅化工有限公司生产，优级纯GR；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。
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，用以模拟生产中使用的水源水。
3、具体药剂应用量为：
段塞A：硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、水杨酸、柠檬酸铝质量比为1.5％：0.1％：0.3％：0.5％：0.2％：0.2％，余下组分为配制水。
段塞B：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠质量比为1.5％：1.5％，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均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率为20*10-3μm2，并在岩心制造过程中均匀加入5％体积分数的锌条，长0.3cm宽0.1cm高0.05mm，用以模拟油藏孔道；通过人工制造岩心对低渗孔道型油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，30℃情况下粘度45mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(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；
(5)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；
(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
堵前渗透率为锌条排出后渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对模拟岩心调剖效果明显，模拟孔道已形成稳固封堵，未封堵区域仍具有一定流动性，说明该调剖剂与模拟水源水结合无负面影响，并为后续段塞B留有渗流通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(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；
(6)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B0.2PV，停泵；
(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，对模拟岩心实施调剖后，已改善岩心非均质性，提高采收率25.66％，说明本发明调剖剂可改善低渗孔道型油藏非均质性，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：硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、水杨酸、柠檬酸铝质量比为1％：0.05％：0.2％：0.4％：0.1％：0.15％，余下组分为配制水。
段塞B：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠质量比为1％：1％，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均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率为20*10-3μm2，并在岩心制造过程中均匀加入5％体积分数的锌条，长0.3cm宽0.1cm高0.05mm，用以模拟油藏孔道；通过人工制造岩心对低渗孔道型油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，50℃情况下粘度55mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(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；
(5)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18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
堵前渗透率为锌条排出后渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对模拟岩心调剖效果明显，模拟孔道已形成稳固封堵，未封堵区域仍具有一定流动性，说明该调剖剂与模拟油田污水结合无负面影响，并为后续段塞B留有渗流通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(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；
(6)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B0.25PV，停泵；
(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，对模拟岩心实施调剖后，已改善岩心非均质性，提高采收率25.26％，说明本发明调剖剂可改善低渗孔道型油藏非均质性，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：硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、水杨酸、柠檬酸铝质量比为2％：0.15％：0.4％：0.6％：0.3％：0.25％，余下组分为配制水。
段塞B：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠质量比为2％：2％，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均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率为20*10-3μm2，并在岩心制造过程中均匀加入5％体积分数的锌条，长0.3cm宽0.1cm高0.05mm，用以模拟油藏孔道；通过人工制造岩心对低渗孔道型油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，70℃情况下粘度37mPa.s。
6、封堵性能测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(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；
(5)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；
(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
堵前渗透率为锌条排出后渗透率，从上述结果中可得出，段塞A调剖剂对模拟岩心调剖效果明显，模拟孔道已形成稳固封堵，未封堵区域仍具有一定流动性，说明该调剖剂与模拟油田污水结合无负面影响，并为后续段塞B留有渗流通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5PV、蒸馏水5PV，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(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；
(6)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B0.3PV，停泵；
(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，对模拟岩心实施调剖后，已改善岩心非均质性，提高采收率24.66％，说明本发明调剖剂可改善低渗孔道型油藏非均质性，调剖效果明显。

Claims (6)

1.一种低渗孔道型油藏双段塞复配调剖剂，其特征在于，包括段塞A调剖剂和段塞B；
段塞A调剖剂包括硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、水杨酸、柠檬酸铝；其中聚丙烯酰胺分子质量为400*104；段塞A调剖剂中，硅酸钠质量比为1％-2％，部分水解聚丙烯酰胺质量比为0.05％-0.15％，六偏磷酸钠质量比为0.2％-0.4％，亚硫酸钠质量比为0.4％-0.6％，水杨酸质量比为0.1％-0.3％，柠檬酸铝质量比为0.15％-0.25％，余下组分为配制水；以及
段塞B包括椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和十二烷基磺酸钠；段塞B中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺质量比为1％-2％，十二烷基磺酸钠质量比为1％-2％，余下组分为配制水。
2.如权利要求1所述的一种低渗孔道型油藏双段塞复配调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、水杨酸、柠檬酸铝质量比为1.2％-1.8％：0.08％-0.12％：0.25％-0.35％：0.45％-0.55％：0.15％-0.25％：0.18％-0.22％，余下组分为配制水。
3.如权利要求1所述的一种低渗孔道型油藏双段塞复配调剖剂，其特征在于，所述段塞A调剖剂中硅酸钠、部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠、亚硫酸钠、水杨酸、柠檬酸铝质量比为1.5％：0.1％：0.3％：0.5％：0.2％：0.2％，余下组分为配制水。
4.如权利要求1所述的一种低渗孔道型油藏双段塞复配调剖剂，其特征在于，所述段塞B中椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠质量比为1.3％-1.7％：1.3％-1.7％，余下组分为配制水。
5.如权利要求1所述的一种低渗孔道型油藏双段塞复配调剖剂，其特征在于，所述段塞B中椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基磺酸钠质量比为1.5％：1.5％，余下组分为配制水。
6.一种低渗孔道型油藏双段塞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，随后进行后续注采作业。
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