本发明涉及一种裂缝型油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法，该调剖剂可改善储层适应性，进而可提高裂缝型油藏石油采收率，属于油田应用化学剂领域。
背景技术：
：近年来，聚合物驱油技术在国内大庆、胜利、新疆和渤海等油田进行了大规模应用和矿场试验，获得了明显增油降水效果，技术经济效果十分显著。但在聚合物驱实践中也发现，对于裂缝型油藏，采出程度偏低，表明聚合物应用于裂缝型油藏效率较低；裂缝型油藏由于裂缝分布复杂，在实际开发过程中裂缝系统对油藏开发的影响具有多重性：1、裂缝系统，尤其是构造裂缝加剧了致裂缝型藏的非均质性。在注水开发的过程中，注入水容易沿裂缝系统向前突进，所以沿裂缝方向的油井见效快，但含水率上升也很快，容易形成水窜，甚至造成暴性水淹，降低了储量利用率，增加了油田开发难度。2、裂缝的发育程度影响油层的吸水指数，沉积微相和断层构造的影响各部位裂缝的发育程度不一致，使得油层的吸水强度也不同。而且，由于油藏中高角度构造裂缝和低角度滑脱裂缝与成岩裂缝发育，在注水时裂缝吸水能力变强，导致油层吸水指数下降。3、死油区分部较多，常规水驱过程中，由于大部分驱替液流经裂缝系统，导致了吸水剖面分部不均，驱替液未曾波及区域逐步形成死油区，严重影响裂缝型油藏开发效果。4、目前在用聚合物通常为部分水解聚丙烯酰胺，其抗盐性较差，分子线团尺寸分布较窄，极易在聚驱过程中漏失，难以适应裂缝型油藏的聚驱开发需求。针对裂缝型油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种复配聚合物型调剖剂，克服了上述弊端。技术实现要素：本发明的目的在于提供一种裂缝型油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法，通过双段塞复配聚合物注入裂缝型油藏中，可对裂缝型油藏实施稳固封堵，从而提高封堵后水驱效果，以提高石油采收率；本发明调剖剂配制方法简单、抗剪切性强、成胶前粘度低易注入，可适应矿化度500mg/l-35000mg/l的配制水，并且原料廉价易得。为达到上述目的，本发明采用如下技术方案。一种裂缝型油藏复配聚合物型调剖剂，其主要成分为：部分水解聚丙烯酰胺相对分子质量分别为1200*104、1900*104、2500*104，乙酸铬，乌洛托品，亚硫酸钠，草酸盐；其中草酸盐具体可为萘呋胺酯草酸盐、o-苄基-l-苏氨酸苄酯草酸盐、n,n-二甲基对苯二胺草酸盐或其他具有螯合作用的草酸盐化合物。具体实施方式为：在驱油过程中应用双段塞驱油的方法，以下用段塞a调剖剂和段塞b调剖剂来进行描述。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1200*104、1900*104、2500*104，其质量比为20：65：15；添加剂包括乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、草酸盐；段塞a调剖剂中，复配聚合物质量比为0.15％-0.22％，乙酸铬质量比为0.02％-0.035％，乌洛托品质量比为0.05％-0.08％，亚硫酸钠质量比为0.03％-0.06％，草酸盐质量比为0.05％-0.08％，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、乌洛托品、亚硫酸钠、草酸盐的质量比为0.17％-0.2％：0.025％-0.03％：0.06％-0.07％：0.04％-0.05％：0.06％-0.07％，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、乌洛托品、亚硫酸钠、草酸盐的质量比为0.18％：0.028％：0.065％：0.045％：0.065％，余下组分为配制水。段塞b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部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为1200*104、1900*104、2500*104，其质量比为75：15：10；添加剂包括乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、草酸盐；段塞b调剖剂中，复配聚合物质量比为0.15％-0.22％，乙酸铬质量比为0.02％-0.035％，乌洛托品质量比为0.05％-0.08％，亚硫酸钠质量比为0.03％-0.06％，草酸盐质量比为0.05％-0.08％，余下组分为配制水。优选地，段塞b调剖剂中，复配聚合物、乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、草酸盐的质量比为0.17％-0.2％：0.025％-0.03％：0.06％-0.07％：0.04％-0.05％：0.06％-0.07％，余下组分为配制水。更优选地，段塞b调剖剂中，复配聚合物、乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、草酸盐的质量比为0.19％：0.028％：0.065％：0.045％：0.065％，余下组分为配制水。调剖剂主要作用机理为：通过混合三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺形成复配聚合物，混合复配聚合物和添加剂形成调剖剂，调节部分水解聚丙烯酰胺以及添加剂的比例，形成两个不同物性的聚合物段塞，前置段塞粘度高、封堵性强，可对油藏中的裂缝、孔道、高渗层实施稳固封堵，后置段塞粘度相对低、成胶时间长、成胶后仍具有流动性，用以调驱前置段塞未波及区域，通过双段塞协同作用以调节裂缝型油藏的非均质性，以提高封堵后水驱石油采收率；草酸盐在调剖剂中起螯合剂作用，通过草酸根中螯合配位体与酰胺分子形成两个或更多的配位键，从而生成环状结构的配位化合物，进而提高调剖剂强度；乙酸铬和乌洛托品在调剖剂中作为交联剂，通过两种交联剂和三种不同分子质量的部分水解聚丙烯酰胺协作反应，可形成牢固的网状分子结构聚合物体系，增加了调剖剂耐盐性及稳定性；亚硫酸钠作为除氧剂可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；本发明通过双段塞协同作用对裂缝型油藏实施封堵、调驱，改善油藏非均质性，增加后续水驱波及系数，抑制裂缝型油藏死油区形成，并通过后续水驱对油藏进行进一步开发。一种裂缝型油藏复配聚合物型调剖剂的使用方法包括以下步骤：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，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺，匀速搅拌2-3小时，随后向配制水中加入乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、草酸盐，匀速搅拌2-3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48-72小时使调剖剂充分成胶；步骤6.注入驱替水0.3pv，注入段塞b调剖剂，静止48-72小时使调剖剂充分成胶，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0.05-0.15pv，等待48-72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0.3pv，随后向油藏或岩心中注入段塞b调剖剂0.05-0.15pv，等待48-72小时使段塞b调剖剂充分成胶，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、针对裂缝型油藏的性质，本发明复配聚合物混合不同分子质量聚丙烯酰胺，分子线团尺寸大小不等，因此使其在油藏孔道中流动时波及范围广、适应性强。2、尺寸大小不等的聚合物分子线团易于相互缠绕，形成分子线团形式聚合物，可增加其在裂缝中的滞留量，进而减小过流断面，增大流动阻力，使阻力系数和残留阻力系数增大，分子线团形式聚合物可对裂缝型油藏实施稳固封堵。3、通过复配聚合物的方式可使调剖剂的矿化度适应性增强，由乌洛托品、亚硫酸钠及草酸盐作为复配聚合物添加剂，可形成牢固的网状分子构型聚合物凝胶，可适应矿化度500mg/l-35000mg/l的配制水。4、通过双段塞注入方式，可针对目标油藏实际参数，调整两个段塞不同的粘度、成胶时间、注入速度、注入量及其他参数，以达到最优化注入。5、本发明通过双段塞注入形式，改善裂缝型油藏非均质性、采出程度低，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裂缝型油藏采收率低、经济效益差的弊端。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。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1200*104、1900*104、2500*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；乌洛托品为北京鹏彩化学试剂有限公司生产，分析纯；亚硫酸钠为天津市致远化学试剂有限公司生产，分析纯；萘呋胺酯草酸盐为湖北鑫源顺医药化工有限公司生产，cas号：3200-06-4，纯度98％；o-苄基-l-苏氨酸苄酯草酸盐为百灵威科技有限公司生产，cas号：15260-11-4，纯度98％；n,n-二甲基对苯二胺草酸盐为上海谱振生物有限公司生产，cas号：62778-12-5，纯度98％。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，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺并匀速搅拌2小时，随后向配制水中加入乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、草酸盐，并匀速搅拌3小时，获得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。2、配制水，矿化度为666mg/l，具体离子浓度如下：ca2+mg2+na++k+co32-cl-so42-11714.1638.76409.6822.864.2使用矿化度为666mg/l的配制水，用以模拟油田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1200*104、1900*104、2500*104，其质量比为20：65：15；复配聚合物、乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、o-苄基-l-苏氨酸苄酯草酸盐的质量比为0.15％：0.02％：0.05％：0.03％：0.05％，余下组分为配制水。段塞b：复配聚合物由三种不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为1200*104、1900*104、2500*104，其质量比为75：15：10；复配聚合物、乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、o-苄基-l-苏氨酸苄酯草酸盐的质量比为0.15％：0.02％：0.05％：0.03％：0.05％，余下组分为配制水。4、具体岩心制造规模如下表：实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，通过三管并联岩心方式模拟裂缝型油藏。5、驱替油为原油，40℃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)将饱和配制水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4mpa，然后以0.4ml/min的速度向岩心中注入配制水，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0.1pv，放置48小时，随后注入配制水0.3pv、随后注入段塞b调剖剂0.1pv，记录注入调剖剂时的压力，静置72小时待用；(5)以0.4ml/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40℃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、阻力系数和残余阻力系数。7、封堵性能评价如下表从上述结果中可得出，复配聚合物型调剖剂对低、中、高三种渗透率岩心调剖作用明显，说明模拟水源水对复配聚合物型调剖剂无负面影响。8、驱油能力测试操作步骤如下：(1)将低、中、高三种渗透率岩心放入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m4；(3)以0.5ml/min的速度分别向岩心中饱和原油，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)将饱和完原油的三种渗透率岩心并联，全程实验在40℃恒温情况下进行，以0.9ml/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，分别记录三个出口的出油量及三管累计出油量，计算三种岩心的采收率及累计采收率；(5)从并联岩心公共端以0.9ml/min的速度正向注入段塞a调剖剂0.15pv，注完后放置66小时，随后注入配制水0.3pv、随后注入段塞b调剖剂0.15pv，停泵，静置66小时待用；(6)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，分别记录各出口及三管累计出油量，并计算各岩心最终采收率值及三管累计采收率。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40℃情况下进行驱替实验，对三管并联岩心实施调剖后，已改善模拟岩心非均质性，低渗、中渗岩心分流率增加，低渗、中渗岩心采收率提高值均高于高渗岩心，调剖剂对高渗岩心形成较强封堵、中渗其次、低渗再次，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，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺匀速搅拌3小时，随后向配制水中加入乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、草酸盐，并匀速搅拌2小时，获得调剖剂；(3)配制完成后将调剖剂直接注入岩心。2、配制水，矿化度为2286.5mg/l，具体离子浓度如下：na++k+ca2+mg2+cl-so42-hco3-co32-666.89.713.2268.842.71224.361使用矿化度为2286.5mg/l的配制水，用以模拟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1200*104、1900*104、2500*104，其质量比为20：65：15；复配聚合物、乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、萘呋胺酯草酸盐的质量比为0.22％：0.035％：0.08％：0.06％：0.08％，余下组分为配制水。段塞b：复配聚合物由三种不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为1200*104、1900*104、2500*104，其质量比为75：15：10；复配聚合物、乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、萘呋胺酯草酸盐的质量比为0.22％：0.035％：0.08％：0.06％：0.08％，余下组分为配制水。4、具体岩心制造规模如下表：实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，通过三管并联岩心方式模拟裂缝型油藏。5、驱替油为原油，温度50℃时粘度为50mpa.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)将饱和配制水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4mpa，然后以0.4ml/min的速度向岩心中注入配制水，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0.05pv，放置72小时，随后注入配制水0.3pv、随后注入段塞b调剖剂0.15pv，记录注入调剖剂时的压力，静置48小时待用；(5)以0.4ml/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、阻力系数和残余阻力系数。7、封堵性能评价如下表从上述结果中可得出，复配聚合物型调剖剂对低、中、高三种渗透率岩心调剖作用明显，封堵率均达到90％以上，说明使用油田污水做配制水对复配聚合物型调剖剂无负面影响。8、驱油能力测试操作步骤如下：(1)将低、中、高三种渗透率岩心放入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m8；(3)以0.5ml/min的速度分别向岩心中饱和原油，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)将饱和完原油的三种渗透率岩心并联，全程实验在50℃恒温情况下进行，以0.9ml/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，分别记录三个出口的出油量及三管累计出油量，计算三种岩心的采收率及累计采收率；(5)从并联岩心公共端以0.9ml/min的速度正向注入段塞a调剖剂0.15pv，注完后放置72小时，随后注入配制水0.3pv、随后注入段塞b调剖剂0.05pv，停泵，静置72小时待用；(6)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，分别记录各出口及三管累计出油量，并计算各岩心最终采收率值及三管累计采收率。9、驱油能力评价如下表：从上述数据得知，配制水矿化度升高至2286.5mg/l，对调剖剂性能并无负面影响，在模拟油藏50℃情况下进行驱替实验，对三管并联岩心实施调剖后，已改善模拟岩心非均质性，低渗、中渗岩心分流率增加，低渗、中渗岩心采收率提高值均高于高渗岩心，调剖剂对高渗岩心形成较强封堵、中渗其次、低渗再次，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，向配制水中加入部分水解聚丙烯酰胺匀速搅拌2.5小时，随后向配制水中加入乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、草酸盐，并匀速搅拌2.5小时，获得调剖剂；(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1200*104、1900*104、2500*104，其质量比为20：65：15；复配聚合物、乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、n,n-二甲基对苯二胺草酸盐的质量比为0.18％：0.028％：0.065％：0.045％：0.065％，余下组分为配制水。段塞b：复配聚合物由三种不同分子质量部分水解聚丙烯酰胺组成，分子质量分别为1200*104、1900*104、2500*104，其质量比为75：15：10；复配聚合物、乙酸铬、乌洛托品、亚硫酸钠、n,n-二甲基对苯二胺草酸盐的质量比为0.19％：0.028％：0.065％：0.045％：0.065％，余下组分为配制水。4、具体岩心制造规模如下表：实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，通过三管并联岩心方式模拟裂缝型油藏。5、驱替油为原油，温度60℃情况下粘度为70mpa.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)将饱和配制水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4mpa，然后以0.4ml/min的速度向岩心中注入配制水，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0.1pv，放置48小时，随后注入配制水0.3pv、随后注入段塞b调剖剂0.15pv，记录注入调剖剂时的压力，静置56小时待用；(5)以0.4ml/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60℃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、阻力系数和残余阻力系数。7、封堵性能评价如下表从上述结果中可得出，复配聚合物型调剖剂对低、中、高三种渗透率岩心调剖作用明显，封堵率均达到95％以上，与低矿化度配制水相比，配制水矿化度增加对复配聚合物型调剖剂有积极性影响。8、驱油能力测试操作步骤如下：(1)将低、中、高三种渗透率岩心放入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m12；(3)以0.5ml/min的速度分别向岩心中饱和原油，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)将饱和完原油的三种渗透率岩心并联，全程实验在60℃恒温情况下进行，以0.9ml/min的速度进行水驱油，驱至出口端不再出油时停泵，分别记录三个出口的出油量及三管累计出油量，计算三种岩心的采收率及累计采收率；(5)从并联岩心公共端以0.9ml/min的速度正向注入段塞a调剖剂0.15pv，注完后放置56小时，随后注入配制水0.3pv、随后注入段塞b调剖剂0.1pv，停泵，静置60小时待用；(6)进行正向水驱实验，驱至含水98％时停止实验，分别记录各出口及三管累计出油量，并计算各岩心最终采收率值及三管累计采收率。9、驱油能力评价如下表：从上述数据得知，配制水矿化度升高至35000mg/l，对调剖剂性能并无负面影响，在模拟油藏60℃情况下进行驱替实验，对三管并联岩心实施调剖后，已改善模拟岩心非均质性，低渗、中渗岩心分流率增加，低渗、中渗岩心采收率提高值均高于高渗岩心，调剖剂对高渗岩心形成较强封堵、中渗其次、低渗再次，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，抗盐性强、调剖效果明显。当前第1页12