本發(fā)明涉及一種高滲砂巖油藏聚表雙段塞型調(diào)剖劑及其使用方法，該調(diào)剖劑可改善儲層適應(yīng)性，進(jìn)而可提高高滲砂巖型油藏增油效果，屬于油田應(yīng)用化學(xué)劑領(lǐng)域。

背景技術(shù)：

近年來，聚合物驅(qū)油技術(shù)在國內(nèi)大慶、勝利、新疆和渤海等油田進(jìn)行了大規(guī)模應(yīng)用和礦場試驗(yàn)，獲得了明顯增油降水效果，技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果十分顯著。但在聚合物驅(qū)實(shí)踐中發(fā)現(xiàn)，對于高滲砂巖油藏，采出程度偏低，表明聚合物應(yīng)用于高滲砂巖油藏效率較低；高滲砂巖油藏由于油層分布復(fù)雜，在實(shí)際開發(fā)過程中具有以下弊端：

1、高滲砂巖油藏開采過程中滲透率逐漸降低，其主要原因是生產(chǎn)過程中黏土微粒移動對油藏孔隙的堵塞，由油藏壓力、溫度變化造成的結(jié)垢以及鈣、鐵的化學(xué)沉淀造成的堵塞等，導(dǎo)致了高滲砂巖油藏注水壓力大，且未堵塞孔道易形成竄流，嚴(yán)重影響油田開發(fā)效益。

2、在高滲砂巖油藏注水開發(fā)過程中，由于油藏的非均質(zhì)性，致使注入水沿高滲透層帶或孔道竄流、突進(jìn)，嚴(yán)重降低了注入水的波及體積和油田的開發(fā)效果。

3、目前在用聚合物驅(qū)通常難以達(dá)到理想的驅(qū)油效果，聚合物粘度低時，經(jīng)常會出現(xiàn)無效聚驅(qū)循環(huán)，聚合物粘度高時，會出現(xiàn)封堵過于嚴(yán)密導(dǎo)致注水壓力過高；而傳統(tǒng)的聚驅(qū)采油在高滲砂巖油藏中，難以克服出砂以及黏土膨脹等現(xiàn)象。

4、死油區(qū)分部較多，常規(guī)水驅(qū)過程中，由于大部分驅(qū)替液流經(jīng)高滲透層帶，導(dǎo)致了吸水剖面分部不均，驅(qū)替液未曾波及區(qū)域逐步形成死油區(qū)，嚴(yán)重影響高滲砂巖油藏開發(fā)效果。

針對高滲砂巖油藏提高采收率技術(shù)需求，本發(fā)明提出一種聚表雙段塞型調(diào)剖劑，克服了上述高滲砂巖油藏的問題。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

本發(fā)明的目的在于提供一種高滲砂巖油藏聚表雙段塞型調(diào)剖劑及其使用方法，通過雙段塞形式注入高滲砂巖油藏，前置段塞混合三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺形成復(fù)配聚合物，在復(fù)配聚合物中加入添加劑形成調(diào)剖劑，可對油藏高滲區(qū)域?qū)嵤┓舛?；后置段塞為?fù)配表面活性劑，在前置段塞有效封堵后注入油藏，對油藏中滲、低滲區(qū)域進(jìn)行表面活性劑驅(qū)，以減少油藏中剩余油含量、增加吸水指數(shù)；通過雙段塞組合的方式改善油藏非均質(zhì)性，增加后續(xù)水驅(qū)波及系數(shù)，抑制高滲砂巖油藏死油區(qū)形成，以改善傳統(tǒng)采油方法對高滲砂巖油藏采收率低、經(jīng)濟(jì)效益差等弊端。

為達(dá)到上述目的，本發(fā)明采用如下技術(shù)方案。

一種高滲砂巖油藏聚表雙段塞型調(diào)剖劑，其主要成分為：部分水解聚丙烯酰胺相對分子質(zhì)量分別為500*10⁴、1000*10⁴、2500*10⁴，乙酸鉻，檸檬酸鋁，間苯二酚，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺，十二烷基三甲基氯化銨，椰油酰胺丙基甜菜堿；針對高滲砂巖油藏，設(shè)計(jì)雙段塞式調(diào)剖劑，通過前置段塞對高滲砂巖油藏封堵，后置段塞進(jìn)行表面活性劑驅(qū)，以下用段塞a調(diào)剖劑代表前置段塞，段塞b代表后置段塞來進(jìn)行描述。

段塞a調(diào)剖劑包括復(fù)配聚合物和添加劑；其中，復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為500*10⁴、1000*10⁴、2500*10⁴，其質(zhì)量比為20：35：45；添加劑包括乙酸鉻、檸檬酸鋁、間苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺；段塞a調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物質(zhì)量比為0.2％-0.4％，乙酸鉻質(zhì)量比為0.1％-0.25％，檸檬酸鋁質(zhì)量比為0.1％-0.25％，間苯二酚為0.04％-0.06％，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺質(zhì)量比為0.05％-0.08％，，余下組分為配制水。

優(yōu)選地，段塞a調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物、乙酸鉻、檸檬酸鋁、間苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺的質(zhì)量比為0.25％-0.35％：0.15％-0.2％：0.15％-0.2％：0.045％-0.055％：0.06％-0.07％，余下組分為配制水。

更優(yōu)選地，段塞a調(diào)剖劑中，復(fù)配聚合物、乙酸鉻、檸檬酸鋁、間苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺的質(zhì)量比為0.3％：0.18％：0.19％：0.05％：0.065％，余下組分為配制水。

段塞a調(diào)剖劑主要作用機(jī)理為，通過三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺與鉻鋁離子交聯(lián)劑結(jié)合，形成分子線團(tuán)結(jié)構(gòu)聚合物，在注入油藏后與油藏中的黏土顆粒、不溶懸浮物相結(jié)合，形成繞核式分子線團(tuán)結(jié)構(gòu)，增加其在高滲砂巖油藏中作用面積，提高封堵效果；段塞a中間苯二酚和椰子油脂肪酸二乙醇酰胺可增加聚丙烯酰胺分子線團(tuán)外圍基團(tuán)的活性，使得段塞a與砂巖相接觸部分具有較大的粘性，從而增加段塞a對高滲砂巖油藏封堵的強(qiáng)度；段塞a主要用作封堵高滲砂巖油藏中的高滲區(qū)域或大孔道，改善高滲砂巖油藏的非均質(zhì)性，使得后續(xù)注入段塞b可進(jìn)入油藏中滲、低滲區(qū)域，從而形成雙段塞協(xié)同作用。

段塞b包括椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿；段塞b中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺質(zhì)量比為1％-2％，十二烷基三甲基氯化銨質(zhì)量比為2％-4％，椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為1％-2％，余下組分為配制水。

優(yōu)選地，段塞b中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為1.2％-1.8％：2.5％-3.5％：1.2％-1.8％，余下組分為配制水。

更優(yōu)選地，段塞b中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為1.5％：3％：1.5％，余下組分為配制水。

段塞b主要作用機(jī)理為，通過混合非離子表面活性劑椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、陽離子表面活性劑十二烷基三甲基氯化銨與兩性離子表面活性劑椰油酰胺丙基甜菜堿，起到表面活性劑協(xié)同效應(yīng)；復(fù)配表面活性劑溶液具有較低的表面和界面張力,以及較強(qiáng)的潤濕能力，可改善巖石親水性，間接達(dá)到洗油目的，以減少油藏中剩余油含量、增加油層吸水指數(shù)；三種表面活性劑復(fù)配，可增加其抗鹽能力，使其能夠適應(yīng)不同類型的地層水；且三種表面活性劑復(fù)配應(yīng)用效果優(yōu)于單一表面活性劑；在段塞a形成有效封堵后，將段塞b注入油藏，可進(jìn)入中滲、低滲區(qū)域進(jìn)行表面活性劑驅(qū)，以減少中滲、低滲區(qū)域殘余油對油藏造成的封堵，增強(qiáng)其導(dǎo)流能力，從而實(shí)現(xiàn)雙段塞協(xié)同作用，提高高滲砂巖油藏石油采收率。

一種高滲砂巖油藏聚表雙段塞型調(diào)剖劑的使用方法包括以下步驟：

步驟1.結(jié)合油田實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)設(shè)計(jì)調(diào)剖劑注入量、注入速度以及其他注入?yún)?shù)；

步驟2.對配制水進(jìn)行暴氧處理，配制水采用油田污水或水源水，將配制水中溶解氧含量降低至3mg/l以下；

步驟3.溫度范圍15-55℃條件下，在混合容器中，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌4-6小時，得調(diào)剖劑；

步驟4.將注水井與混合容器及增壓裝置連接，啟動增壓裝置，將調(diào)剖劑注入油藏；

步驟5.段塞a調(diào)剖劑注入量達(dá)到預(yù)設(shè)范圍后靜止48-72小時使調(diào)剖劑充分成膠；

步驟6.注入驅(qū)替水0.3pv，注入段塞b以及進(jìn)行后續(xù)注采作業(yè)。

調(diào)剖劑具體注入量為：首先向油藏或巖心中注入段塞a調(diào)剖劑0.2-0.3pv，等待48-72小時使段塞a調(diào)剖劑充分成膠，隨后向油藏或巖心中注入驅(qū)替水0.3pv，隨后向油藏或巖心中注入段塞b0.2-0.3pv，隨后進(jìn)行后續(xù)注采作業(yè)。

本發(fā)明相對于現(xiàn)有技術(shù)其優(yōu)點(diǎn)在于：

1、針對高滲砂巖油藏提高采收率技術(shù)需求，本發(fā)明提出一種聚表雙段塞型調(diào)剖劑，其特征在于，段塞a調(diào)剖劑分子線團(tuán)尺寸分部較寬，并可與油藏中黏土顆粒、細(xì)小的砂體或不溶懸浮物結(jié)合，形成繞核式分子線團(tuán)，使得段塞a與砂巖相接觸部分具有較大的粘性，實(shí)現(xiàn)對高滲砂巖油藏封堵。

2、復(fù)配聚合物結(jié)合鉻鋁離子交聯(lián)方式可使聚合物體系的礦化度適應(yīng)性增強(qiáng)，可適應(yīng)礦化度500mg/l-35000mg/l的配制水。

3、間苯二酚和椰子油脂肪酸二乙醇酰胺可增加聚丙烯酰胺分子線團(tuán)外圍基團(tuán)的活性，使得段塞a與砂巖相接觸部分具有較大的粘性，從而增加段塞a對高滲砂巖油藏封堵的強(qiáng)度。

4、段塞b中，通過非離子表面活性劑椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、陽離子表面活性劑十二烷基三甲基氯化銨與兩性離子表面活性劑椰油酰胺丙基甜菜堿復(fù)配增效，起到表面活性劑協(xié)同效應(yīng),其應(yīng)用效果優(yōu)于單一表面活性劑。

5、本發(fā)明通過雙段塞注入形式，改善高滲砂巖油藏非均質(zhì)性、采出程度低、吸水指數(shù)低等問題，增加后續(xù)水驅(qū)波及系數(shù)，抑制死油區(qū)生成，以改善傳統(tǒng)采油方法對高滲砂巖油藏采收率低、經(jīng)濟(jì)效益差等弊端。

具體實(shí)施方式

下述實(shí)施例中所使用的實(shí)驗(yàn)方法如無特殊說明，均為常規(guī)方法。

下述實(shí)施例中使用的部分水解聚丙烯酰胺為中國石油大慶煉化公司生產(chǎn)，相對分子質(zhì)量為500*10⁴、1000*10⁴、2500*10⁴，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為90％；乙酸鉻為山東西亞化學(xué)工業(yè)有限公司生產(chǎn)，分析純；檸檬酸鋁為濟(jì)南鑫雅化工有限公司生產(chǎn)，優(yōu)級純gr；間苯二酚為廣東翁江化學(xué)試劑有限公司生產(chǎn)，分析純；椰子油脂肪酸二乙醇酰胺為山東小野化學(xué)股份有限公司生產(chǎn)，分析純；十二烷基三甲基氯化銨為南京化學(xué)試劑股份有限公司生產(chǎn)，純度98％；椰油酰胺丙基甜菜堿為廣州市應(yīng)泓化工有限公司生產(chǎn)，工業(yè)級。

通過室內(nèi)巖心實(shí)驗(yàn)方法對調(diào)剖劑封堵效果進(jìn)行評價，具體如下：

實(shí)施例一：

1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對配制水進(jìn)行暴氧處理，將配制水中溶解氧含量降低至3mg/l以下；(2)在溫度15℃條件下，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌4小時，得調(diào)剖劑；(3)配制完成后將調(diào)剖劑直接注入巖心。

2、配制水，通過向蒸餾水中加入nacl調(diào)節(jié)至礦化度為500mg/l，用以模擬生產(chǎn)中使用的水源水。

3、具體藥劑應(yīng)用量為：

段塞a：復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為500*10⁴、1000*10⁴、2500*10⁴，其質(zhì)量比為20：35：45；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、檸檬酸鋁、間苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺的質(zhì)量比為0.3％：0.18％：0.19％：0.05％：0.065％，余下組分為配制水。

段塞b：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為1.5％：3％：1.5％，余下組分為配制水。

4、具體巖心制造規(guī)模如下：

實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)三層非均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率分別為500*10^-3μm²、1500*10^-3μm²、3000*10^-3μm²，通過非均質(zhì)巖心對高滲砂巖油藏進(jìn)行模擬。

5、驅(qū)替油為原油，50℃情況下粘度40mpa.s。

6、封堵性能測試操作步驟如下：

(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m1；

(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配制水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m2；

(3)將飽和配制水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以0.4ml/min的速度向巖心中注入配制水，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；

(4)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.2pv，記錄注入調(diào)剖劑時的壓力，靜置60小時待用；

(5)以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)，記錄出口端出第一滴水時的突破壓力，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；

(6)全程實(shí)驗(yàn)在50℃恒溫情況下進(jìn)行，根據(jù)記錄結(jié)果計(jì)算出原始滲透率、堵后滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力系數(shù)。

7、封堵性能評價如下表

堵前滲透率為三層非均值巖心整體滲透率，從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對三層非均值巖心調(diào)剖作用明顯，封堵率達(dá)到了90％以上，說明使用水源水做配制水對調(diào)剖劑無負(fù)面影響。

8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：

(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m3；

(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配制水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m4；

(3)以1.5ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅(qū)至出口端不再出水時停泵，記錄累計(jì)出水量，靜置4小時待用；

(4)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實(shí)驗(yàn)在50℃恒溫情況下進(jìn)行，以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時停泵，記錄出油量及采收率；

(5)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.25pv，注完后放置72小時，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b0.2pv，停泵；

(6)進(jìn)行正向水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，驅(qū)至含水98％時停止實(shí)驗(yàn)，記錄出油量，并計(jì)算巖心最終采收率值。

9、驅(qū)油能力評價如下表：

從上述數(shù)據(jù)得知，使用模擬水源水配制調(diào)剖劑，在模擬油藏50℃情況下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對三層非均質(zhì)巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善模擬巖心非均質(zhì)性，提高采收率25.24％，說明本發(fā)明調(diào)剖劑可改善油藏非均質(zhì)性，調(diào)剖效果明顯。

實(shí)施例二：

1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對配制水進(jìn)行暴氧處理，將配制水中溶解氧含量降低至3mg/l以下；(2)在溫度35℃條件下，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌5小時，得調(diào)剖劑；(3)配制完成后將調(diào)剖劑直接注入巖心。

2、配制水，通過向蒸餾水中加入nacl調(diào)節(jié)至礦化度為8000mg/l，用以模擬實(shí)際生產(chǎn)中使用的油田污水。

3、具體藥劑應(yīng)用量為：

段塞a：復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為500*10⁴、1000*10⁴、2500*10⁴，其質(zhì)量比為20：35：45；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、檸檬酸鋁、間苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺的質(zhì)量比為0.2％：0.1％：0.1％：0.04％：0.05％，余下組分為配制水。

段塞b：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為1％：2％：1％，余下組分為配制水。

4、具體巖心制造規(guī)模如下：

實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)三層非均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率分別為500*10^-3μm²、1500*10^-3μm²、3000*10^-3μm²，通過非均質(zhì)巖心對高滲砂巖油藏進(jìn)行模擬。

5、驅(qū)替油為原油，溫度70℃時粘度為30mpa.s。

6、封堵性能測試操作步驟如下：

(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m5；

(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配制水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m6；

(3)將飽和配制水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以0.4ml/min的速度向巖心中注入配制水，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；

(4)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.3pv，記錄注入調(diào)剖劑時的壓力，靜置72小時待用；

(5)以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)，記錄出口端出第一滴水時的突破壓力，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；

(6)全程實(shí)驗(yàn)在70℃恒溫情況下進(jìn)行，根據(jù)記錄結(jié)果計(jì)算出原始滲透率、堵后滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力系數(shù)。

7、封堵性能評價如下表

堵前滲透率為三層非均值巖心整體滲透率，從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對三層非均值巖心調(diào)剖效果明顯，封堵率達(dá)到了90％以上，說明使用油田污水做配制水對調(diào)剖劑無負(fù)面影響。

8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：

(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m7；

(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配制水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m8；

(3)以1.5ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅(qū)至出口端不再出水時停泵，記錄累計(jì)出水量，靜置4小時待用；

(4)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實(shí)驗(yàn)在70℃恒溫情況下進(jìn)行，以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時停泵，記錄出油量及采收率；

(5)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.2pv，注完后放置48小時，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b0.3pv，停泵；

(6)進(jìn)行正向水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，驅(qū)至含水98％時停止實(shí)驗(yàn)，記錄出油量，并計(jì)算巖心最終采收率值。

9、驅(qū)油能力評價如下表：

從上述數(shù)據(jù)得知，使用模擬油田污水配制調(diào)剖劑，在模擬油藏70℃情況下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對三層非均質(zhì)巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善模擬巖心非均質(zhì)性，提高采收率27.13％，說明本發(fā)明調(diào)剖劑可改善油藏非均質(zhì)性，調(diào)剖效果明顯。

實(shí)施例三：

1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對配制水進(jìn)行暴氧處理，將配制水中溶解氧含量降低至3mg/l以下；(2)在溫度55℃條件下，向配制水中加入藥劑，勻速攪拌6小時，得調(diào)剖劑；(3)配制完成后將調(diào)剖劑直接注入巖心。

2、配制水：通過向蒸餾水中加入可溶性鹽類調(diào)節(jié)礦化度，最終礦化度為35000mg/l，用以模擬實(shí)際生產(chǎn)中使用的油田污水。

3、具體藥劑應(yīng)用量為：

段塞a：復(fù)配聚合物由三種不同分子質(zhì)量的部分水解聚丙烯酰胺組成，分子質(zhì)量分別為500*10⁴、1000*10⁴、2500*10⁴，其質(zhì)量比為20：35：45；復(fù)配聚合物、乙酸鉻、檸檬酸鋁、間苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺的質(zhì)量比為0.4％：0.25％：0.25％：0.06％：0.08％，余下組分為配制水。

段塞b：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化銨、椰油酰胺丙基甜菜堿質(zhì)量比為2％：4％：2％，余下組分為配制水。

4、具體巖心制造規(guī)模如下：

實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)三層非均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率分別為500*10^-3μm²、1500*10^-3μm²、3000*10^-3μm²，通過非均質(zhì)巖心對高滲砂巖油藏進(jìn)行模擬。

5、驅(qū)替油為原油，溫度30℃時粘度為46mpa.s。

6、封堵性能測試操作步驟如下：

(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m9；

(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配制水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m10；

(3)將飽和配制水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以0.4ml/min的速度向巖心中注入配制水，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；

(4)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.25pv，記錄注入調(diào)剖劑時的壓力，靜置48小時待用；

(5)以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)，記錄出口端出第一滴水時的突破壓力，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；

(6)全程實(shí)驗(yàn)在30℃恒溫情況下進(jìn)行，根據(jù)記錄結(jié)果計(jì)算出原始滲透率、堵后滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力系數(shù)。

7、封堵性能評價如下表

堵前滲透率為三層非均值巖心整體滲透率，從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對三層非均值巖心調(diào)剖效果明顯，封堵率達(dá)到了90％以上，說明使用油田污水做配制水對調(diào)剖劑無負(fù)面影響。

8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：

(1)將待使用的巖心放入70℃恒溫箱中烘干至恒重，取出冷卻后稱量其質(zhì)量，記為m11；

(2)將烘干后的巖心放入真空抽汲器中飽和配制水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質(zhì)量記為m12；

(3)以1.5ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅(qū)至出口端不再出水時停泵，記錄累計(jì)出水量，靜置4小時待用；

(4)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實(shí)驗(yàn)在30℃恒溫情況下進(jìn)行，以2ml/min的速度進(jìn)行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時停泵，記錄出油量及采收率；

(5)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.25pv，注完后放置60小時，隨后注入配制水0.3pv、隨后注入段塞b0.25pv，停泵；

(6)進(jìn)行正向水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，驅(qū)至含水98％時停止實(shí)驗(yàn)，記錄出油量，并計(jì)算巖心最終采收率值。

9、驅(qū)油能力評價如下表：

從上述數(shù)據(jù)得知，使用模擬油田污水配制調(diào)剖劑，在模擬油藏30℃情況下進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，對三層非均質(zhì)巖心實(shí)施調(diào)剖后，已改善模擬巖心非均質(zhì)性，提高采收率26.89％，說明本發(fā)明調(diào)剖劑可改善油藏非均質(zhì)性，調(diào)剖效果明顯。