本發(fā)明涉及一種低滲裂縫油藏深部調(diào)剖劑及其使用方法，該調(diào)剖劑可改善儲層適應(yīng)性，進而可提高低滲裂縫油藏石油采收率，屬于油田應(yīng)用化學劑領(lǐng)域。
背景技術(shù)：
隨著油氣勘探工作的不斷深入，勘探程度的逐年提高，油氣勘探難度亦愈來愈大，非常規(guī)油氣資源已成為勘探開發(fā)的熱點。低滲裂縫油藏具有滲透率低、孔喉狹窄和微裂縫發(fā)育的特征，并具有一定的非均質(zhì)性；由于溫度、壓力等因素的影響，容易造成水驅(qū)過程中發(fā)生水竄、指進、無效水循環(huán)現(xiàn)象；作業(yè)過程中，儲層極易受到外來不配伍流體的傷害，同時由于溫度、壓力等因素的影響，容易造成蠟質(zhì)、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)在近井地帶沉積，形成有機堵塞；大量低滲裂縫油藏實際采出程度在10％～20％，采出程度偏低，而部分裂縫發(fā)育密集的油田經(jīng)過幾十年的注水開發(fā)，采收率始終沒能超過20％，傳統(tǒng)對低滲裂縫油藏的開發(fā)涉及以下問題：
一是已開發(fā)油氣田開發(fā)效果變差，含水上升加快，產(chǎn)量遞減加快；二是裂縫系統(tǒng)的影響，尤其是構(gòu)造裂縫加劇了油藏的非均質(zhì)性，在注水開發(fā)的過程中，注入水容易沿裂縫系統(tǒng)向前突進，所以沿裂縫方向的油井見效快，但含水率上升也很快，容易形成水竄，甚至造成暴性水淹，降低了儲量利用率，增大了油田開發(fā)難度；三是未開發(fā)儲量品位越來越低，主要集中在特低豐度和特低滲透儲層中，優(yōu)選區(qū)塊和注水開發(fā)的技術(shù)難度越來越大；四是開發(fā)潛力和有效措施逐漸減少，成本上升，投入與產(chǎn)出的矛盾日益加大。
在這種形勢下，傳統(tǒng)的開采方式和方法難以滿足低滲裂縫油藏發(fā)展的需要，特別需要針對降投資、降成本和降能耗的有效途徑，開展配套實用的開發(fā)技術(shù)攻關(guān)，以期研究和解決油田開發(fā)中提高采油速度、采收率和經(jīng)濟效益的問題，從而促進低滲裂縫油藏的有效動用和商業(yè)性開發(fā)。
針對低滲裂縫油藏提高采收率技術(shù)需求，本發(fā)明設(shè)計一種深部調(diào)剖劑，克服了上述在水驅(qū)過程中的弊端。
技術(shù)實現(xiàn)要素：
本發(fā)明的目的在于提供一種低滲裂縫油藏深部調(diào)剖劑及其使用方法，其特征在于，通過雙段塞形式注入低滲裂縫油藏，前置段塞具有延時成膠性，初期注入油藏時粘度低，可進入油藏近井地帶、中部、深部裂縫，成膠后形成穩(wěn)定封堵；后置段塞混合低分子質(zhì)量復配聚合物與鉻鋁離子交聯(lián)劑，具有低粘度、流動性強的特性，在前置段塞有效封堵后注入油藏，對油藏實施調(diào)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)，抑制低滲裂縫油藏死油區(qū)形成，以改善傳統(tǒng)采油方法對低滲裂縫油藏采收率低、經(jīng)濟效益差等弊端。
為達到上述目的，本發(fā)明采用如下技術(shù)方案。
本發(fā)明的目的在于提供一種低滲裂縫油藏深部調(diào)剖劑及其使用方法，其主要成分為：羥丙基甲基纖維素，葡萄糖酸鈉，三乙醇胺，六偏磷酸鈉，黏土穩(wěn)定劑，檸檬酸鋁，部分水解聚丙烯酰胺相對分子量分別為500*104、800*104、1000*104，乙酸鉻，三氯化鋁，n,n-亞甲基雙丙烯酰胺；其中黏土穩(wěn)定劑具體可為氯化銨、十二烷基三甲基氯化銨以及其他適用于低滲裂縫油藏的黏土穩(wěn)定劑；針對低滲裂縫油藏，設(shè)計雙段塞式調(diào)剖劑，以下用段塞a調(diào)剖劑和段塞b調(diào)剖劑來進行描述。
段塞a調(diào)剖劑包括羥丙基甲基纖維素、葡萄糖酸鈉、三乙醇胺、六偏磷酸鈉、黏土穩(wěn)定劑、檸檬酸鋁；段塞a調(diào)剖劑中，羥丙基甲基纖維素質(zhì)量比為0.1％-0.2％，葡萄糖酸鈉質(zhì)量比為0.1％-0.2％，三乙醇胺質(zhì)量比為0.1％-0.2％，六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.1％-0.2％，黏土穩(wěn)定劑質(zhì)量比為0.2％-0.4％，檸檬酸鋁質(zhì)量比為0.1％-0.2％，余下組分為配制水。
優(yōu)選地，段塞a調(diào)剖劑中，羥丙基甲基纖維素、葡萄糖酸鈉、三乙醇胺、六偏磷酸鈉、黏土穩(wěn)定劑、檸檬酸鋁質(zhì)量比為0.12％-0.18％：0.12％-0.18％：0.12％-0.18％：0.12％-0.18％：0.25％-0.35％：0.12％-0.18％，余下組分為配制水。
更優(yōu)選地，段塞a調(diào)剖劑中，羥丙基甲基纖維素、葡萄糖酸鈉、三乙醇胺、六偏磷酸鈉、黏土穩(wěn)定劑、檸檬酸鋁質(zhì)量比為0.15％：0.15％：0.15％：0.15％：0.3％：0.15％，余下組分為配制水。
段塞a調(diào)剖劑主要作用機理為，段塞a為具有延時成膠性的封堵劑，葡萄糖酸鈉作為延緩劑可使羥丙基甲基纖維素延時成膠，期初注入油藏時粘度低、流動性強，可進入油藏近井地帶、中部、深部裂縫，成膠后形成穩(wěn)定封堵；檸檬酸鋁作為交聯(lián)劑，可增強羥丙基甲基纖維素分子間聚合力，增加調(diào)剖劑穩(wěn)定性、粘度及破膠時間；三乙醇胺作為輔助交聯(lián)劑使用，增強調(diào)剖劑穩(wěn)定性，以及增加破膠時間；六偏磷酸鈉起到分散劑作用，可使羥丙基甲基纖維素在水溶液中分子間分布更為均勻，增加分子線團外圍吸附力，從而提高調(diào)剖劑在裂縫中的封堵效果；段塞a中含有適量的黏土穩(wěn)定劑，在注入過程中可減少黏土膨脹現(xiàn)象的發(fā)生，避免注入壓力過高；段塞a主要用作封堵低滲裂縫油藏中裂縫、高滲帶，以改善油藏的非均質(zhì)性，使后續(xù)注入段塞b調(diào)剖劑可進入未波及孔道，從而形成雙段塞協(xié)同作用。
段塞b調(diào)剖劑包括復配聚合物和添加劑；其中，復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、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為70：20：10；添加劑包括乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉；段塞b調(diào)剖劑中，復配聚合物質(zhì)量比為0.05％-0.15％，乙酸鉻質(zhì)量比為0.05％-0.1％，三氯化鋁質(zhì)量比為0.02％-0.07％，n,n-亞甲基雙丙烯酰胺質(zhì)量比為0.02％-0.07％，六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.1％-0.15％，余下組分為配制水。
優(yōu)選地，段塞b調(diào)剖劑中，復配聚合物、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.07％-0.13％：0.06％-0.09％：0.03％-0.06％：0.03％-0.06％：0.11％-0.14％，余下組分為配制水。
更優(yōu)選地，段塞b調(diào)剖劑中，復配聚合物、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，余下組分為配制水。
段塞b調(diào)剖劑主要作用機理為，通過混合低分子質(zhì)量復配聚合物與鉻鋁離子交聯(lián)劑，具有低粘度、流動性強的特性，在前置段塞有效封堵后注入油藏，對油藏中未波及孔道實施調(diào)驅(qū)，以減少油藏中剩余油含量、增加油層吸水指數(shù)；段塞b調(diào)剖劑中n,n-亞甲基雙丙烯酰胺作為一種輔助型堵水劑及輔助型交聯(lián)劑，可增加聚丙烯酰胺分子線團外圍基團的活性，使得段塞b調(diào)剖劑與油藏孔道相接觸部分具有較大的粘性，從而增加其在孔道內(nèi)滯留時間；六偏磷酸鈉起到分散劑作用，可使復配聚合物體系分子間分布更為均勻，增強其流動性，從而提高段塞b調(diào)剖劑在原水驅(qū)未波及孔道中驅(qū)油效果，以達到調(diào)驅(qū)的目的；在段塞a形成有效封堵后，將段塞b調(diào)剖劑注入油藏，可進入原水驅(qū)未波及孔道進行聚合物驅(qū)，以減少孔道中殘余油對油藏造成的封堵，增強其導流能力；本發(fā)明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)，抑制低滲裂縫油藏死油區(qū)形成，并通過后續(xù)水驅(qū)對油藏進行進一步開發(fā)。
一種低滲裂縫油藏深部調(diào)剖劑的使用方法，其特征在于，包括以下步驟：
步驟1.結(jié)合油田實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)設(shè)計調(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)剖劑注入量達到預設(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0.2pv，注入段塞b調(diào)剖劑，注入量達到預設(shè)范圍后靜止24-48小時使調(diào)剖劑充分成膠，隨后進行后續(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0.1-0.2pv，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0.2pv，隨后向油藏或巖心中注入段塞b調(diào)剖劑0.2-0.4pv，等待24-48小時使段塞b調(diào)剖劑充分成膠，隨后進行后續(xù)注采作業(yè)。
本發(fā)明相對于現(xiàn)有技術(shù)其優(yōu)點在于：
1、針對低滲裂縫油藏提高采收率技術(shù)需求，本發(fā)明設(shè)計一種低滲裂縫油藏深部調(diào)剖劑，其特征在于，段塞a調(diào)剖劑具有延時成膠性，初期注入油藏時粘度低，可進入油藏近井地帶、中部、深部裂縫，成膠后形成穩(wěn)定封堵。
2、段塞a中，檸檬酸鋁、三乙醇胺、六偏磷酸鈉作為添加劑劑，可增加調(diào)剖劑穩(wěn)定性、粘度及破膠時間，增強調(diào)剖劑在低滲裂縫油藏中的適應(yīng)性，從而提高調(diào)剖劑在裂縫中的封堵效果。
3、段塞b中，六偏磷酸鈉起到分散劑作用，使復配聚合物體系分子間分布更為均勻，增強其流動性，從而提高段塞b在未波及孔道中驅(qū)油效果，以達到調(diào)驅(qū)的目的。
4、本發(fā)明通過雙段塞注入形式，改善低滲裂縫油藏非均質(zhì)性、采出程度低、吸水指數(shù)低及注水壓力大，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)采油方法對低滲裂縫油藏采收率低、經(jīng)濟效益差等弊端。
具體實施方式
下述實施例中所使用的實驗方法如無特殊說明，均為常規(guī)方法。
下述實施例中使用的羥丙基甲基纖維素為任丘市潤達化工有限公司生產(chǎn)，含量：≥99％；葡萄糖酸鈉為上海屹慧化工有限公司生產(chǎn)，含量99％；三乙醇胺為南京化學試劑股份有限公司生產(chǎn)，分析純ar；六偏磷酸鈉為山東鼎欣生物科技有限公司生產(chǎn)，98％；氯化銨為南京化學試劑股份有限公司生產(chǎn)，規(guī)格：acs，99.5％；十二烷基三甲基氯化銨為南京化學試劑股份有限公司生產(chǎn)，純度98％；檸檬酸鋁為濟南鑫雅化工有限公司生產(chǎn)，優(yōu)級純gr；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、800*104、1000*104，有效質(zhì)量分數(shù)為90％；乙酸鉻為山東西亞化學工業(yè)有限公司生產(chǎn)，分析純；三氯化鋁為濟寧宏明化學試劑有限公司生產(chǎn)，分析純；n,n-亞甲基雙丙烯酰胺為南京化學試劑股份有限公司生產(chǎn)，cp，98％。
通過室內(nèi)巖心實驗方法對調(diào)剖劑封堵效果進行評價，具體如下：
實施例一：
1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對配制水進行暴氧處理，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，用以模擬油田生產(chǎn)中使用的水源水。
3、具體藥劑應(yīng)用量為：
段塞a：羥丙基甲基纖維素、葡萄糖酸鈉、三乙醇胺、六偏磷酸鈉、氯化銨、檸檬酸鋁質(zhì)量比為0.15％：0.15％：0.15％：0.15％：0.3％：0.15％，余下組分為配制水。
段塞b：復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、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為70：20：10；復配聚合物、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，余下組分為配制水。
4、具體巖心制造規(guī)模如下：
實驗用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率為30*10-3μm2，并在巖心制造過程中均勻加入3％體積分數(shù)的鋅條，長0.5cm寬0.2cm高0.05mm，用以模擬油藏微裂縫；通過人工制造巖心對低滲裂縫油藏進行模擬。
5、驅(qū)替油為原油，30℃情況下粘度37mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)將飽和配置水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以0.2ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；
(5)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.15pv，記錄注入調(diào)剖劑時的壓力，靜置60小時待用；
(6)以1ml/min的速度進行水驅(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；
(7)全程實驗在30℃恒溫情況下進行，根據(jù)記錄結(jié)果計算出原始滲透率、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
堵前滲透率為鋅條排出后滲透率，從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對模擬巖心調(diào)剖效果明顯，模擬裂縫已形成穩(wěn)固封堵，未封堵區(qū)域仍具有一定流動性，說明該調(diào)剖劑與模擬水源水結(jié)合無負面影響，并為后續(xù)段塞b調(diào)剖劑留有滲流通道。
8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)以1ml/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，記錄累計出水量，靜置4小時待用；
(5)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實驗在30℃恒溫情況下進行，以2ml/min的速度進行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時停泵，記錄出油量及采收率；
(6)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.1pv，注完后放置48小時，隨后注入配制水0.2pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.3pv，停泵，靜置36小時待用；
(7)進行正向水驅(qū)實驗，驅(qū)至含水98％時停止實驗，記錄出油量，并計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30℃情況下進行驅(qū)替實驗，對模擬巖心實施調(diào)剖后，已改善其裂縫系統(tǒng)，提高采收率27.5％，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。
實施例二：
1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對配制水進行暴氧處理，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：羥丙基甲基纖維素、葡萄糖酸鈉、三乙醇胺、六偏磷酸鈉、十二烷基三甲基氯化銨、檸檬酸鋁質(zhì)量比為0.1％：0.1％：0.1％：0.1％：0.2％：0.1％，余下組分為配制水。
段塞b：復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、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為70：20：10；復配聚合物、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.05％：0.05％：0.02％：0.02％：0.1％，余下組分為配制水。
4、具體巖心制造規(guī)模如下：
實驗用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率為30*10-3μm2，并在巖心制造過程中均勻加入3％體積分數(shù)的鋅條，長0.5cm寬0.2cm高0.05mm，用以模擬油藏微裂縫；通過人工制造巖心對低滲裂縫油藏進行模擬。
5、驅(qū)替油為原油，50℃情況下粘度32mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)將飽和配置水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以0.2ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；
(5)向巖心中正向注入段塞a調(diào)剖劑0.1pv，記錄注入調(diào)剖劑時的壓力，靜置48小時待用；
(6)以1ml/min的速度進行水驅(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；
(7)全程實驗在50℃恒溫情況下進行，根據(jù)記錄結(jié)果計算出原始滲透率、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
堵前滲透率為鋅條排出后滲透率，從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對模擬巖心調(diào)剖效果明顯，模擬裂縫已形成穩(wěn)固封堵，未封堵區(qū)域仍具有一定流動性，說明該調(diào)剖劑與模擬油田污水結(jié)合無負面影響，并為后續(xù)段塞b調(diào)剖劑留有滲流通道。
8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)以1ml/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，記錄累計出水量，靜置4小時待用；
(5)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實驗在50℃恒溫情況下進行，以2ml/min的速度進行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時停泵，記錄出油量及采收率；
(6)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調(diào)剖劑0.15pv，注完后放置48小時，隨后注入配制水0.2pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.2pv，停泵，靜置24小時待用；
(7)進行正向水驅(qū)實驗，驅(qū)至含水98％時停止實驗，記錄出油量，并計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50℃情況下進行驅(qū)替實驗，對模擬巖心實施調(diào)剖后，已改善其裂縫系統(tǒng)，提高采收率28.17％，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。
實施例三：
1、調(diào)剖劑使用方法：(1)首先對配制水進行暴氧處理，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：羥丙基甲基纖維素、葡萄糖酸鈉、三乙醇胺、六偏磷酸鈉、氯化銨、檸檬酸鋁質(zhì)量比為0.2％：0.2％：0.2％：0.2％：0.4％：0.2％，余下組分為配制水。
段塞b：復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、800*104、1000*104，其質(zhì)量比為70：20：10；復配聚合物、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯酰胺、六偏磷酸鈉質(zhì)量比為0.15％：0.1％：0.07％：0.07％：0.15％，余下組分為配制水。
4、具體巖心制造規(guī)模如下：
實驗用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)均質(zhì)人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率為30*10-3μm2，并在巖心制造過程中均勻加入3％體積分數(shù)的鋅條，長0.5cm寬0.2cm高0.05mm，用以模擬油藏微裂縫；通過人工制造巖心對低滲裂縫油藏進行模擬。
5、驅(qū)替油為原油，70℃情況下粘度25.3mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)將飽和配置水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然后以0.2ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩(wěn)定時記錄該壓力和流量；
(5)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72小時待用；
(6)以1ml/min的速度進行水驅(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；
(7)全程實驗在70℃恒溫情況下進行，根據(jù)記錄結(jié)果計算出原始滲透率、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
堵前滲透率為鋅條排出后滲透率，從上述結(jié)果中可得出，段塞a調(diào)剖劑對模擬巖心調(diào)剖效果明顯，模擬裂縫已形成穩(wěn)固封堵，未封堵區(qū)域仍具有一定流動性，說明該調(diào)剖劑與模擬油田污水結(jié)合無負面影響，并為后續(xù)段塞b調(diào)剖劑留有滲流通道。
8、驅(qū)油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入耐酸巖心夾持器，正向驅(qū)替，驅(qū)替用30％濃度稀硫酸，直至巖心中無氣體產(chǎn)生后繼續(xù)注入稀硫酸5pv、蒸餾水5pv，以確保鋅條全部反應(yīng)隨稀硫酸排出，注入完畢后將巖心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)以1ml/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，記錄累計出水量，靜置4小時待用；
(5)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實驗在70℃恒溫情況下進行，以2ml/min的速度進行水驅(qū)油，驅(qū)至出口端不再出油時停泵，記錄出油量及采收率；
(6)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72小時，隨后注入配制水0.2pv、隨后注入段塞b調(diào)剖劑0.4pv，停泵，靜置48小時待用；
(7)進行正向水驅(qū)實驗，驅(qū)至含水98％時停止實驗，記錄出油量，并計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℃情況下進行驅(qū)替實驗，對模擬巖心實施調(diào)剖后，已改善其裂縫系統(tǒng)，提高采收率27.95％，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。