CN109852362A - 一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂及其注入方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂,包括段塞A调驱剂和段塞B调驱剂；段塞A调驱剂包括乙酸铬、高分部分水解聚丙烯酰胺和六偏磷酸钠，部分水解聚丙烯酰胺质量比为0.375％～0.65％，乙酸铬质量比为0.018％～0.08％，六偏磷酸钠质量比为0.06％～0.1％，余下组分为配制水；段塞B调驱剂主要成分为部分水解聚丙烯酰胺、椰油酰胺丙基甜菜碱，部分水解聚丙烯酰胺0.15％～0.2％、椰油酰胺丙基甜菜碱0.1％～0.18％。还公开了该双塞调驱剂的注入方法。实现高渗层优势通道的有效封堵，进一步扩大中、低渗层的吸液比例，一方面能够改善吸液剖面不均匀的现象，另一方面降低残余油饱和度从而进一步提高采收率。

Description

一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂及其注 入方法

技术领域

本发明涉及段塞式调驱剂制备领域，具体涉及一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂及其注入方法，主要用于改善聚驱后油藏吸液剖面不均匀、采出程度低的现象。

背景技术

海上注聚油田经历十多年的注聚开发逐渐进入注聚中后期，出现较严重的“吸液剖面反转”现象，同时在长期高强度冲刷作用下储层岩石结构遭到破坏，在注入井近井地带和注采井间已经形成了优势通道加剧了油藏非均质性。因此聚驱后如何调整吸液剖面、改善驱油效果已经成为目前海上化学驱技术的主要攻关方向。为了能够有效封堵聚驱后形成的高渗层大孔道、改善后续流体液流转向并实现降本增效的目的，所采用的调驱剂及其注入工艺就必须与目标油藏储层地质特征、流体性质和开发现状相适应。目前海上油田聚驱后的进一步开发主要涉及以下问题：

一是注聚后期大孔道及优势通道的形成加剧了油藏非均质性，使得后续增产措施难以有效动用未被波及的中、低渗透层，导致含水迅速回升；二是针对注聚中后期必然出现的“吸液剖面反转”现象比较严重，扩大波及体积效果逐渐变差，促使低渗层的“死油区”日渐形成；

传统的方法是对形成的大孔道封堵后进行后续水驱，此方法往往通过单一的调剖剂段塞配合后续水驱的方式很难适应储层的复杂性，造成封堵有效期较短、封堵后出现小规模水窜或者堵不住的现象，难以进一步提高聚驱后油藏的动用程度。需要针对高渗层优势通道治理及改善后续流体液流转向提供有效途径，开展配套实用的开发技术攻关，以期解决海上油田注聚后优势渗流通道控制、扩大波及体积进一步提高采收率的问题。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足，解决聚驱后窜流优势通道控制、抑制剖面反转及非均质性加剧的问题，提供一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂及其注入方法。该调驱剂可以实现高渗层优势通道的有效封堵，进一步扩大中、低渗层的吸液比例，一方面能够改善吸液剖面不均匀的现象，另一方面降低残余油饱和度从而进一步提高采收率。

为达到上述目的，本发明采用如下技术方案：一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂，包括段塞A调驱剂和段塞B调驱剂；

段塞A调驱剂包括乙酸铬、高分部分水解聚丙烯酰胺和六偏磷酸钠；

段塞A调驱剂中，部分水解聚丙烯酰胺质量比为0.375％～0.65％，乙酸铬质量比为0.018％～0.08％，六偏磷酸钠质量比为0.06％～0.1％，余下组分为配制水；

段塞B调驱剂包括复配二元体系，主要成分为部分水解聚丙烯酰胺、椰油酰胺丙基甜菜碱；

段塞B调驱剂中，部分水解聚丙烯酰胺0.15％～0.2％、椰油酰胺丙基甜菜碱0.1％～0.18％。

部分水解聚丙烯酰胺(分子式—[C₃H₅NO]_n—[C₃H₃O₂]_m—)相对分子量为1900*10⁴，乙酸铬(分子式Cr(CH₃COO)₃)，六偏磷酸钠(分子式(NaPO₃)₆)；针对聚驱后出现优势渗流通道的非均质油层，设计双段塞式调驱剂，以下用段塞A调驱剂和段塞B调驱剂来进行描述。

段塞A调驱剂主要作用机理为，部分水解聚丙烯酰胺为主剂，与乙酸铬作用时成胶性能较好、易流动等特点，能够运移到油藏深部；而乙酸铬作为交联剂，具有成胶性能稳定、不易破胶的特性；六偏磷酸钠作为分散剂可使部分水解聚丙烯酰胺在溶液中分布更均匀，增强分子间吸附力，增强体系的封堵效果；段塞A主要在聚驱后出现的优势通道发挥调堵作用，改善吸液剖面的非均质性，迫使后续段塞B进入残余油饱和度较高的中、低渗区域，形成双段塞协同作用。

段塞B调驱剂主要作用机理为将部分水解聚丙烯酰胺、两性离子表面活性剂椰油酰胺丙基甜菜碱进行复配，发挥聚合物与表面活性剂的协同效应，形成的二元体系具有一定的渗流阻力且易于流动等特点，能够进入中、低渗层驱替未被波及的残余油；此外该体系具备较低界面张力及较好的控制润湿性，起到提高微观洗油效率的目的；同时在注入工艺上创新性提出段塞B与水交替注入的方式，段塞B优先进入中渗层建立较大的渗流阻力系数，迫使后续水段塞进入中、低渗层中未被波及的区域，进一步挖潜聚驱残余油；在段塞A对大孔道实施有效封堵后，对中、低渗层实施二元复合驱与水交替注入，改善聚驱阶段出现的吸液剖面不均匀的现象，充分挖潜聚驱后的残余油。

本发明创新性提出双段塞与水组合注入的方式改善油藏非均质性，扩大后续水驱波及系数，抑制中、低渗层“死油区”的形成，同时借助二元复合体系降低界面张力的特性，提高微观洗油效率，极大程度地提高聚驱后油藏的采收率。

本发明的第二个技术方案是一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂的注入方法，包括以下步骤：

步骤1)结合现场实际生产数据为室内岩心注入实验设计调驱剂注入量、注入速度及其他注入参数；

步骤2)实验温度模拟油藏实际温度；

步骤3)连接好注入流程的各个设备及管线，对填砂管进行水驱至出口端含水率不低于80％时注入聚合物溶液，记录此过程中岩心出口端产油量、产水量及注入压力；

步骤4)配制段塞A调驱剂并将其注入到填砂管岩心中，段塞A调驱剂注入量达到预定值后静置24小时侯凝；

步骤5)将段塞B调驱剂与水段塞分别交替2～6次注入至填砂管中，记录实验过程中数据。

针对级差为3～5的非均质岩心设计段塞A调驱剂用量比例为：部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬、六偏磷酸钠质量比为0.375％：0.018％：0.06％；

具体注入量为：

1)向岩心中注入段塞A调驱剂0.1PV，侯凝24小时至充分成胶；

2)交替注入段塞B调驱剂与水段塞，采用0.08PV段塞B调驱剂与0.05PV水段塞交替注入2～6次，最后进行后续水驱。

针对级差为6～9的非均质岩心设计段塞A调驱剂用量比例为：部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬、六偏磷酸钠质量比为0.65％：0.08％：0.1％；

具体注入量为：

1)向岩心中注入段塞A调驱剂0.1PV，侯凝24小时至充分成胶；

2)交替注入段塞B调驱剂与水段塞，采用0.08PV段塞B调驱剂与0.05PV水段塞交替注入2次，最后进行后续水驱。

为了更好的实现该双段塞调驱剂及其注入工艺的普遍适用性，针对不同级差的聚驱后油藏设计不同质量浓度的双段塞调驱剂进行驱替实验来验证本发明能够实现不同级差油藏分类治理。

本发明相对于现有技术其优点在于：

1、本发明以双段塞形式注入聚驱后非均质油藏，前置段塞将乙酸铬(分子式Cr(CH₃COO)₃)、高分部分水解聚丙烯酰胺、六偏磷酸钠进行复配，通过调节聚丙烯酰胺及添加剂的比例，针对不同级差油藏分别形成封堵性能较好的调驱剂，对其聚驱后形成的高渗大孔道实施有效封堵；后置段塞混合部分水解聚丙烯酰胺、椰油酰胺丙基甜菜碱组成二元复合体系，通过加入分散剂形成具有较低粘度、低界面张力的驱替液，扩大聚驱后未波及的中、低渗层，降低残余油饱和度、提高微观洗油效率且流动性强更易进入低渗层；通过前置段塞封堵高渗层，后置段塞与水交替注入的方式改善聚驱后油藏非均质性，逐级扩大波及体积，抑制剖面反转造成的不利影响，以改善传统采油方法对聚驱后油藏调驱有效期短、经济效益差等弊端。

2、本发明通过双段塞与水交替注入的形式，实现该技术在工艺上的创新集成，可广泛应用于聚驱后急需改善非均质性的油藏，以双段塞与水交替的方式对高渗层的优势通道进行治理，逐级扩大中、低渗层的吸液比例，抑制剖面反转造成的不利影响，以改善传统采油方法对聚驱后油藏驱油调驱有效期短、经济效益差等弊端。

3、段塞A中，部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬复配后可形成三维立面网状交联结构，具有较好流动性及弹塑性，能够进入高渗层深部对大孔道实施有效封堵。段塞B中，以部分水解聚丙烯酰胺与甜菜碱复配形成二元体系，提高了体系微观洗油效率；首次提出针对聚驱后油藏实施前置段塞调剖、后续二元体系段塞与水交替注入的工艺组合方式对高渗层大孔道进行治理，在前置段塞A对高渗层实施封堵后交替注入段塞B与水段塞逐级启动中、低渗透层，延缓剖面反转现象的发生，有利于后续水段塞波及残余油饱和度较高的低渗层，起到扩大波及体积、提高洗油效率的目的。

附图说明

图1为实施例1聚驱后注调驱剂A+调驱剂B与水交替注入含水率、采收率变化曲线。

图2为实施例1聚驱后注调驱剂A+调驱剂B与水交替注入高、中、低渗层分流率变化曲线。

图3为实施例2聚驱后注调驱剂A+调驱剂B与水交替注入含水率、采收率变化曲线。

图4为实施例2聚驱后注调驱剂A+调驱剂B与水交替注入高、中、低渗层分流率变化曲线。

图5为实施例3聚驱后注调驱剂A+调驱剂B与水交替注入含水率、采收率变化曲线。

图6为实施例3聚驱后注调驱剂A+调驱剂B与水交替注入高、中、低渗层分流率变化曲线。

具体实施方式

下面通过具体实施例和附图对本发明作进一步的说明。本发明的实施例是为了更好地使本领域的技术人员更好地理解本发明，并不对本发明作任何的限制。

为了更好的实现该双段塞调驱剂及其注入工艺的普遍适用性，针对不同级差的聚驱后油藏设计不同质量浓度的双段塞调驱剂进行驱替实验来实现不同级差油藏分类治理的目的。

调驱剂A，驱剂B在以下实施中出现时分别是指段塞A调驱剂，段塞B调驱剂。

实施例1

下述实施例中所使用方法均为常规方法。

本实施例1主要针对级差为3_～5的非均质岩心设计调驱剂段塞。

下述实施例中使用的部分水解聚丙烯酰胺为大庆炼化公司生产高分部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量1900×10⁴，固含量90％；乙酸铬交联剂为天津市吉瑞特科技有限公司生产；六偏磷酸钠为济南鑫雅化工有限公司生产；椰油酰胺丙基甜菜碱为广州市应泓化工有限公司生产，工业级。

本实施例提供了一种双段塞调驱剂，以质量百分比计，该调驱剂A的原料组成为：

该调驱剂B的原料组成为：

部分水解聚丙烯酰胺 0.2％

椰油酰胺丙基甜菜碱 0.15％

余下组分为水,温度为65℃；

通过室内物模实验方法评价调驱剂的封堵效果，具体步骤如下：

1、调驱剂使用方法：

(1)首先将配液水曝氧处理至溶解氧含量降至3mg/L以内；

(2)在室温条件下配制溶液并搅拌4小时后得到调驱剂；

(3)将配制好的调驱剂注入岩心。

2、具体药剂用量为：

段塞A调驱剂：高分部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬(分子式Cr(CH₃COO)₃)、六偏磷酸钠质量比为0.375％：0.018％：0.06％，余下组分为配制水。

段塞B调驱剂：部分水解聚丙烯酰胺、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为0.2％:0.15％，余下组分为配制水。

3、具体岩心尺寸、参数如下：

驱替实验用岩心为填砂管模型，直径30mm，长度700mm，填充物为石英砂，气测渗透率为1000×10^-3μm²。

4、驱替油为原油，粘度为20mPa.s。

5、封堵性能测试操作步骤如下：

(1)称量岩心原始质量记为m1，将岩心饱和水并称重，质量为m2；

(2)将岩心放入岩心夹持器中，环空加压4MPa，随后以1mL/min速度进行水驱，待压力稳定时记录此时的压力、流量；

(3)向岩心中注入段塞A调驱剂0.2PV，记录此时压力并静置24小时侯凝；

(4)以1mL/min的速度进行后续水驱，记录出口端突破压力，待压力稳定时记录此时压力、流量；

(5)实验全程在65℃恒温箱内进行，根据数据测试结果计算堵前、堵后渗透率、封堵率、阻力系数、残余阻力系数等参数。

6、调驱剂A封堵能力评价结果如下表1：

表1

从上表1可以看出，段塞A调驱剂对岩心封堵效果较明显，能够稳固封堵渗流优势通道，具备良好的液流转向能力同时未封堵区域仍为后续流体留有流动空间。

7、驱油能力评价实验步骤如下(驱替实验用岩心为填砂管模型，平均气测渗透率为2000×10^-3μm²，级差为3)：

(1)称量岩心初始质量记为m3，将岩心饱和水并称重，质量为m4；

(2)将岩心放入岩心夹持器中，环空加压4MPa，随后以1mL/min速度进行水驱，待压力稳定时记录此时的压力、流量；

(3)对岩心进行饱和油直至出口端不再产出水时停泵，记录累计产水量并于65℃恒温箱中静置24小时；

(4)以1mL/min的速度水驱至含水率为90％，此时注入聚合物段塞0.2PV，记录此时产油量、采收率；随后以0.5mL/min注入段塞A调驱剂0.2PV候凝24小时；再分别交替两次注入段塞B、水段塞，单个周期注段塞B调驱剂0.08PV、水段塞0.05PV，随后继续水驱至出口端不含油时停泵，记录出油量及岩心最终采收率，为形象地证明调驱剂段塞的作用过程，利用实验数据分别绘制了岩心驱替过程中各层分流率情况、含水率、采收率曲线。

表2为模拟聚驱后注调驱剂A+调驱剂B与水交替注入驱油效果评价。

表2

从上述数据得知，在65℃条件下对聚驱后的岩心实施双段塞调驱剂与水交替注入后，对高渗大孔道能够实施有效封堵并进一步扩大中、低渗层的波及体积，聚驱后进一步提高采收率幅度达到15.9％，说明本发明调驱剂改善聚驱后油藏的非均质性效果明显。

为进一步论证该调驱剂的增油降水效果，借助实验数据绘制了注入过程中含水率、采收率、分流率随不同体系注入的变化曲线来说明体系的堵、调驱效果。从图1可知，在注聚阶段含水率稳中有降，但持续时间较短，随后含水迅速回升，采收率上升幅度较小，此时模拟了高渗层优势通道的形成；从上图2高、中、低渗层分流率曲线可知，此阶段高渗层吸液量达90％以上，中、低渗层几乎不吸液，恰恰反映出高渗层出现优势渗流通道无法进一步扩大波及体积的情况；随后注入调驱剂段塞A采收率明显抬升同时含水下降明显，中渗层吸液幅度达到12％；随后段塞B调驱剂与水交替注入时，中渗层分流率保持稳定同时低渗层开始启动，吸液量缓慢增加，此过程表明在双段塞调驱剂、水注入后，中、低渗层开始启动进一步扩大波及体积，同时采收率较聚驱基础上进一步提高，充分说明该调驱体系及注入工艺具有扩大波及、提高洗油效率的作用。以上过程说明本发明双段塞调驱剂对聚驱后油藏非均质性的改善效果明显。

实施例2

本实施例中实验方法与实施例1相同。

本实施例主要针对级差为6_～9的非均质岩心设计调驱剂段塞。

本实施例提供了一种双段塞调驱剂，以质量百分比计，该调驱剂A的原料组成为：

该调驱剂B的原料组成为：

部分水解聚丙烯酰胺 0.15％

椰油酰胺丙基甜菜碱 0.1％

余下组分为水,温度为65℃；

采用实施例1中实验方法评价调驱剂的封堵效果，具体步骤如下：

1、调驱剂使用方法：(1)在室温条件下配制溶液并搅拌4小时后得到调驱剂；(2)将配制好的调驱剂注入填砂管。

2、具体药剂用量为：

段塞A调驱剂：高分部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬(分子式Cr(CH₃COO)₃)、六偏磷酸钠质量比为0.65％：0.08％：0.1％，余下组分为配制水。

段塞B调驱剂：部分水解聚丙烯酰胺、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为0.15％：0.1％，余下组分为配制水。

3、具体岩心尺寸、参数如下：

实验用岩心为填砂管模型，直径30mm，长度700mm，填充物为石英砂，平均气测渗透率为2000×10^-3μm²。

4、驱替油为原油，粘度为20mPa.s；

5、封堵性能测试操作步骤与实施例1相同。

6、调驱剂A封堵能力评价如下表3：

表3

从上表可以看出，段塞A调驱剂对较高渗透率岩心封堵效果较明显，能够稳固封堵渗流优势通道。

7、驱油能力评价实验步骤如下(驱替实验用岩心为填砂管模型，采用三管并联，平均气测渗透率为1800×10^-3μm²，级差为6)：

(1)称量岩心初始质量记为m3，将岩心饱和水并称重，质量为m4；

(2)将岩心放入岩心夹持器中，环空加压4MPa，随后以1mL/min速度进行水驱，待压力稳定时记录此时的压力、流量；

(3)对岩心进行饱和油直至出口端不再产出水时停泵，记录累计产水量并于65℃恒温箱中静置24小时；

(4)以1mL/min的速度水驱至含水率为90％，此时注入聚合物段塞0.2PV，随后以0.5mL/min注入段塞A调驱剂0.2PV候凝24小时，再分别交替两次注入段塞B、水段塞，单个周期注段塞B调驱剂0.08PV、水段塞0.05PV，继续水驱至出口端不含油时停泵；记录整个实验过程中出油量及岩心最终采收率，为形象地证明调驱剂段塞的作用过程，利用实验数据分别绘制了岩心驱替过程中各层分流率情况、含水率、采收率曲线。

表4为模拟聚驱后注调驱剂A+调驱剂B与水交替注入驱油效果评价。

表4

从上述数据得知，在65℃条件下对聚驱后的岩心实施双段塞调驱剂与水交替注入后，对高渗大孔道能够实施有效封堵，聚驱后进一步提高采收率幅度达到17.5％，本发明调驱剂改善非均质性效果明显。

从图3和图4中,高、中、低渗层分流率曲线在双段塞调驱剂、水注入后，首先完成了高渗层大孔道的有效封堵，其次随着调驱剂与水交替注入，中、低渗层逐渐启动并进一步扩大波及体积，采收率较聚驱基础上进一步提高，充分说明该调驱体系具有扩大波及、提高洗油效率的作用。以上过程说明本发明双段塞调驱剂对聚驱后油藏非均质性的改善效果明显。

实施例3

本实施例中所使用方法均为常规方法。

本实施例中使用的部分水解聚丙烯酰胺为大庆炼化公司生产高分部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量1900×10⁴，固含量90％；乙酸铬交联剂为天津市吉瑞特科技有限公司生产；六偏磷酸钠为济南鑫雅化工有限公司生产；椰油酰胺丙基甜菜碱为广州市应泓化工有限公司生产，工业级。

本实施例提供了一种双段塞调驱剂，以质量百分比计，该调驱剂A的原料组成为：

该调驱剂B的原料组成为：

部分水解聚丙烯酰胺 0.18％

椰油酰胺丙基甜菜碱 0.18％

余下组分为水,温度为65℃；

通过室内物模实验方法评价调驱剂的封堵效果，具体步骤如下：

1、调驱剂使用方法：

(1)首先将配液水曝氧处理至溶解氧含量降至3mg/L以内；

(2)在室温条件下配制溶液并搅拌4小时后得到调驱剂；

(3)将配制好的调驱剂注入岩心。

2、具体药剂用量为：

段塞A调驱剂：高分部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬(分子式Cr(CH₃COO)₃)、六偏磷酸钠质量比为0.5％：0.05％：0.08％，余下组分为配制水。

段塞B调驱剂：部分水解聚丙烯酰胺、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为0.18％:0.18％，余下组分为配制水。

3、具体岩心尺寸、参数如下：

驱替实验用岩心为填砂管模型，直径30mm，长度700mm，填充物为石英砂，气测渗透率为1500×10^-3μm²。

4、驱替油为原油，粘度为20mPa.s；

5、封堵性能测试操作步骤同实施例1、2完全相同；

6、调驱剂A封堵能力评价结果如下表5：

表5

从上表5可以看出，段塞A调驱剂的岩心封堵效果较高，能够稳固封堵渗流优势通道，具备良好的液流转向能力。

7、驱油能力评价实验步骤如下(驱替实验用岩心为填砂管模型，平均气测渗透率为1487×10^-3μm²，级差为5)：

(1)称量岩心初始质量记为m3，将岩心饱和水并称重，质量为m4；

(2)将岩心放入岩心夹持器中，环空加压4MPa，随后以1mL/min速度进行水驱，待压力稳定时记录此时的压力、流量；

(3)对岩心进行饱和油直至出口端不再产出水时停泵，记录累计产水量并于65℃恒温箱中静置24小时；

(4)以1mL/min的速度水驱至含水率为90％，此时注入聚合物段塞0.25PV，记录此时产油量、采收率；随后以0.5mL/min注入段塞A调驱剂0.2PV候凝24小时；再分别交替三至六次注入段塞B、水段塞，单个周期注段塞B调驱剂0.06PV、水段塞0.04PV，随后继续水驱至出口端不含油时停泵，记录出油量及岩心最终采收率，为形象地证明调驱剂段塞的作用过程，利用实验数据分别绘制了岩心驱替过程中各层分流率情况、含水率、采收率曲线。表6为模拟聚驱后注调驱剂A+调驱剂B与水交替注入驱油效果评价。

表6

对高渗大孔道能够实施有效封堵并进一步扩大中、低渗层的波及体积，聚驱后进一步提高采收率幅度达到23.1％，本发明调驱剂改善聚驱后油藏非均质性效果明显。

从图5和图6可知，在注聚阶段含水率稳中有降，但持续时间较短，随后含水迅速回升，采收率上升幅度较小；聚驱后随着调驱剂段塞A注入采收率明显上升同时含水下降明显，中渗层吸液幅度达到15.9％，低渗层几乎不吸液；随后调驱剂段塞B与水交替注入时，中渗层分流率保持稳定同时低渗层开始吸液，吸液量逐渐增加至最大分流率达到11.1％；与实施例1相比，随着交替次数的增加，对中、低渗层吸液比例的提高幅度越明显，在双段塞调驱剂、水注入后，进一步扩大了波及体积，采收率较聚驱基础上进一步提高，充分说明该调驱体系及注入工艺具有扩大波及、提高洗油效率的作用。以上过程足以证明该双段塞调驱剂对聚驱后改善油藏非均质性的效果明显。

尽管上面对本发明的优选实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，并不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可以做出很多形式的具体变换，这些均属于本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂，其特征在于，包括段塞A调驱剂和段塞B调驱剂；

段塞A调驱剂包括乙酸铬、高分部分水解聚丙烯酰胺和六偏磷酸钠；

段塞A调驱剂中，部分水解聚丙烯酰胺质量比为0.375％～0.65％，乙酸铬质量比为0.018％～0.08％，六偏磷酸钠质量比为0.06％～0.1％，余下组分为配制水；

段塞B调驱剂主要成分为部分水解聚丙烯酰胺、椰油酰胺丙基甜菜碱；

段塞B调驱剂中，部分水解聚丙烯酰胺0.15％～0.2％、椰油酰胺丙基甜菜碱0.1％～0.18％。

2.根据权利要求1所述的一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂的注入方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1)结合现场实际生产数据为室内岩心注入实验设计调驱剂注入量、注入速度及其他注入参数；

步骤2)实验温度模拟油藏实际温度；

步骤3)连接好注入流程的各个设备及管线，对填砂管进行水驱至出口端含水率不低于80％时注入聚合物溶液，记录此过程中岩心出口端产油量、产水量及注入压力；

步骤4)配制段塞A调驱剂并将其注入到填砂管岩心中，段塞A调驱剂注入量达到预定值后静置24小时侯凝；

步骤5)将段塞B调驱剂与水段塞分别交替2～6次注入至填砂管中，记录实验过程中数据。

3.根据权利要求2所述的一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂的注入方法，其特征在于，针对级差为3～5的非均质岩心设计段塞A调驱剂用量比例为：部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬、六偏磷酸钠质量比为0.375％：0.018％：0.06％；

具体注入量为：

1)向岩心中注入段塞A调驱剂0.1PV，侯凝24小时至充分成胶；

2)交替注入段塞B调驱剂与水段塞，采用0.08PV段塞B调驱剂与0.05PV水段塞交替注入2～6次，最后进行后续水驱。

4.根据权利要求2所述的一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂的注入方法，其特征在于，针对级差为6～9的非均质岩心设计段塞A调驱剂用量比例为：部分水解聚丙烯酰胺、乙酸铬、六偏磷酸钠质量比为0.65％：0.08％：0.1％；

具体注入量为：

1)向岩心中注入段塞A调驱剂0.1PV，侯凝24小时至充分成胶；

2)交替注入段塞B调驱剂与水段塞，采用0.08PV段塞B调驱剂与0.05PV水段塞交替注入2次，最后进行后续水驱。