本发明涉及一种正韵律油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法，该调剖剂可改善储层适应性，进而可提高正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，经研究正韵律储层的油气采出程度较反韵律或者复合韵律油藏都差，是一种极不理想的油藏。
大量正韵律油藏实际采出程度在7.8％～10.8％，采出程度偏低，表明水驱应用于正韵律油藏效率较低；正韵律油藏纵向渗透率有上低下高的特点，油藏低部位高渗带经水体多次驱替，水洗程度高，为主要油水贡献带，高部位低渗带水体能量弱，水驱程度低，造成驱油效率低。
针对正韵律油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种聚表双段塞型调剖剂，克服了上述在水驱过程中的弊端。
技术实现要素：
本发明的目的在于提供一种正韵律油藏聚表双段塞型调剖剂及其使用方法，其特征在于，双段塞形式注入正韵律油藏中，前置段塞混合不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺与铬铝离子交联剂，复配形成具有骨架型交联结构的聚合物，可对油藏底部高渗带实施稳固封堵；后置段塞为复配表面活性剂，在前置段塞有效封堵后注入油藏，对高部位低渗带进行表面活性剂驱，以减少油藏中剩余油含量、增加油层吸水指数；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，抑制正韵律油藏死油区形成，以改善传统采油方法对正韵律油藏采收率低、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正韵律油藏聚表双段塞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800*104、1200*104、2000*104，乙酸铬，柠檬酸铝，亚硫酸钠，间苯二酚，三乙醇胺，酒石酸钾钠，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺，十二烷基三甲基氯化铵，椰油酰胺丙基甜菜碱；针对正韵律油藏，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800*104、1200*104、2000*104，其质量比为25：35：40；添加剂包括乙酸铬、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、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％-0.35％，乙酸铬质量比为0.1％-0.2％，柠檬酸铝质量比为0.1％-0.2％，亚硫酸钠质量比为0.2％-0.4％，间苯二酚质量比为0.2％-0.4％，三乙醇胺质量比为0.05％-0.15％，酒石酸钾钠质量比为0.05％-0.15％，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、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.25％-0.3％：0.12％-0.18％：0.12％-0.18％：0.25％-0.35％：0.25％-0.35％：0.07％-0.13％：0.07％-0.13％，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、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.28％：0.15％：0.15％：0.3％：0.3％：0.1％：0.1％，余下组分为配制水。
段塞a调剖剂主要作用机理为，通过三种不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺与铬铝离子交联复配，形成具有分子线团形式的复配型聚合物，具有胶体物性稳定、破胶时间长、耐盐性等作用，可对正韵律油藏底部高渗带实施稳固封堵；间苯二酚和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，从而提高调剖剂在正韵律油藏中底部大孔道的封堵效果；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主要用作封堵正韵律油藏底部大孔道，改善正韵律油藏的非均质性，使得后续注入低粘度的段塞b可有效进入正韵律油藏中部及顶部，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、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱；段塞b中，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺质量比为1％-2％，十二烷基三甲基氯化铵质量比为2％-4％，椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为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、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1.2％-1.8％：2.5％-3.5％：1.2％-1.8％，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、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1.5％：3％：1.5％，余下组分为配制水。
段塞b主要作用机理为，通过混合非离子表面活性剂椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、阳离子表面活性剂十二烷基三甲基氯化铵与两性离子表面活性剂椰油酰胺丙基甜菜碱，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；三种表面活性剂复配，可增加其抗盐能力，使其能够适应不同类型的地层水；且三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，可进入高部位低渗带进行表面活性剂驱，以减少高部位低渗带残余油对油藏造成的封堵，增强其导流能力，并通过后续水驱对油藏进行进一步开发。
一种正韵律油藏聚表双段塞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.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24-48小时使调剖剂充分成胶；
步骤6.注入驱替水0.15pv，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0.2-0.4pv，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0.15pv、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、针对正韵律油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种铬铝离子交联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，可对正韵律油藏中底部大孔道实施稳固封堵。
2、段塞a中，通过添加乙酸铬、柠檬酸铝作为交联剂，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、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、阳离子表面活性剂十二烷基三甲基氯化铵与两性离子表面活性剂椰油酰胺丙基甜菜碱复配增效，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。
5、本发明通过双段塞注入形式，改善正韵律油藏非均质性、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正韵律油藏采收率低、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800*104、1200*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；柠檬酸铝为济南鑫雅化工有限公司生产，优级纯gr；亚硫酸钠为天津市致远化学试剂有限公司生产，分析纯；间苯二酚为广东翁江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；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；十二烷基三甲基氯化铵为南京化学试剂股份有限公司生产，纯度98％；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。
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800*104、1200*104、2000*104，其质量比为25：35：40，复配聚合物、乙酸铬、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.28％：0.15％：0.15％：0.3％：0.3％：0.1％：0.1％，余下组分为配制水。
段塞b：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1.5％：3％：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三层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率分别为500*10-3μm2、1000*10-3μm2、2000*10-3μm2，通过非均质岩心对正韵律油藏进行模拟。
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，放置时高渗层在底部，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)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24小时待用；
(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
堵前渗透率为三层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞a调剖剂对三层非均值岩心底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，放置时高渗层在底部，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)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24小时待用，随后注入配制水0.15pv、随后注入段塞b0.25pv；
(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，对三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25.92％，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800*104、1200*104、2000*104，其质量比为25：35：40，复配聚合物、乙酸铬、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.2％：0.1％：0.1％：0.2％：0.2％：0.05％：0.05％，余下组分为配制水。
段塞b：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为1％：2％：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三层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率分别为500*10-3μm2、1000*10-3μm2、2000*10-3μm2，通过非均质岩心对正韵律油藏进行模拟。
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，放置时高渗层在底部，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)向岩心中正向注入段塞a调剖剂0.4pv，记录注入调剖剂时压力，静置48小时待用；
(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
堵前渗透率为三层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞a调剖剂对三层非均值岩心底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，放置时高渗层在底部，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)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a调剖剂0.4pv，记录复配聚合物时的压力，静置36小时待用，随后注入配制水0.15pv、随后注入段塞b0.2pv；
(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，对三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25.66％，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800*104、1200*104、2000*104，其质量比为25：35：40，复配聚合物、乙酸铬、柠檬酸铝、亚硫酸钠、间苯二酚、三乙醇胺、酒石酸钾钠质量比为0.35％：0.2％：0.2％：0.4％：0.4％：0.15％：0.15％，余下组分为配制水。
段塞b：椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基三甲基氯化铵、椰油酰胺丙基甜菜碱质量比为2％：4％：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三层非均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率分别为500*10-3μm2、1000*10-3μm2、2000*10-3μm2，通过非均质岩心对正韵律油藏进行模拟。
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，放置时高渗层在底部，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)向岩心中正向注入段塞a调剖剂0.2pv，记录注入调剖剂时压力，静置36小时待用；
(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
堵前渗透率为三层非均值岩心整体渗透率，从上述结果中可得出，段塞a调剖剂对三层非均值岩心底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，放置时高渗层在底部，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)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a调剖剂0.4pv，记录复配聚合物时的压力，静置36小时待用，随后注入配制水0.15pv、随后注入段塞b0.3pv；
(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，对三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26.63％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。