用含有功能聚合物的组合物对强水淹带的流度调控方法与流程

本发明提供了一种对强水淹带的流度调控方法，特别是含有功能聚合物的组合物来进行流度调控。

背景技术：

对于水驱油藏特高含水开发后期或聚驱后油藏，随着油藏非均质性的不断加剧，使得注入水沿着高渗条带窜流，中低渗储层动用差，影响油藏整体开发效果。各大油田已应用各种调堵剂来解决油田开发矛盾，但经过多轮次调剖堵水后效果越来越差。目前，区块整体深部调驱技术可有效地改善吸水剖面，实现地层深部液流转向，从而达到扩大注入水波及体积和提高水驱效率的目的。为保证油藏深部液流转向，需求一种既有调剖功能又有驱油功能的一类调驱剂，要求该体系在油藏条件下耐温抗盐性好、抗稀释抗剪切性强，粘弹性好、地层中有效粘度高，具有良好的流度比控制能力。

现有技术中，应用最广泛的是体膨颗粒或交联凝胶调堵体系，体膨颗粒多为有机或无机吸水材料，通过颗粒尺寸匹配、桥塞封堵高渗透通道或裂缝，但是由于自身的悬浮性与地层孔隙大小的不确定性造成整体推进能力差，导致封堵效果不理想；常规有机交联体系受地层剪切、吸附、色谱分离、水侵稀释等因素的影响，导致胶体强度变差，封堵效果差，不能在地层深部建立有效的阻力系数。因此，针对特高含水油藏进一步提高采收率的问题，急需一种既能够进入地层深部进行液流转向调剖，又能通过流度调控达到驱油的目的，同时还要兼顾体系的成本的流度调驱剂。

针对上述存在问题，研究者们提出了一种水溶性疏水缔合聚合物制备方法，缔合聚合物无需化学交联即可形成分子间缔合动态物理交联网络，溶液粘度大幅度升高，该超分子动态物理交联网络具有在高剪切速率下破坏而在低剪切速率下又可逆恢复的特点；但缔合聚合物在合成过程中加入的表面活性剂作为主要合成聚合物助剂，加量有限主要为合成服务，从而影响了单一缔合聚合物高增粘性。

技术实现要素：

本发明之一提供了一种针对强水淹带的流度调控方法，其包括如下步骤：向注水井至少注入一段塞流度调控体系，其中，所述流度调控体系为含有如结构式i的功能聚合物和水的第一组合物或第二组合物，其中，所述第一组合物中还包括增效剂；

其中，y为0.03至0.08中的一种，z为0.02至0.1中的一种，m＝0.2，x+y+z+m＝1；a为疏水单体单元，d为功能单体单元；所述疏水单体为n-十八烷基丙烯酰胺，所述功能单体为2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠。

在一个具体实施方式中，y＝0.05，z＝0.05，m＝0.2，x+y+z+m＝1。

在一个具体实施方式中，所述功能聚合物的粘均分子量为500万至1000万。

在一个具体实施方式中，所述功能聚合物的粘均分子量为600万至800万。

在一个具体实施方式中，采用三段塞注入所述流度调控体系进行流度调控。

在一个具体实施方式中，在三段塞注入所述流度调控体系结束后转注入水。

在一个具体实施方式中，段塞一为注入所述第一组合物，段塞二和段塞三独立地为注入所述第一组合物或第二组合物。

在一个具体实施方式中，以所述第二组合物的总质量计作100％，如结构式i的功能聚合物在所述第二组合物中的质量含量为0.2％至1.2％；更优选地，如结构式i的功能聚合物在所述第二组合物中的质量含量为0.2％至0.6％；更优选地，如结构式i的功能聚合物在所述第二组合物中的质量含量为0.2％至0.4％。

在一个具体实施方式中，根据如式ii所示的公式计算所述流度调控体系的总用量：

其中vt-流度调控体系的总用量，单位为m³；

vt-流度调控体系的总用量占强水淹带体积比；

l-油井与水井之间距离，单位为m；

h-油层厚度，单位为m；

hq-强水淹带在水驱油藏中的体积占比；

-强水淹带的孔隙度。

在一个具体实施方式中，段塞一、段塞二和段塞三注入的体积比为(3-7)：(4-20)：(2-35)。

在一个具体实施方式中，段塞一、段塞二和段塞三注入的体积比为(7-15)：20：(10-35)。

在一个具体实施方式中，段塞一、段塞二和段塞三注入的体积比为(35：100：175)至(75:100:50)。

在一个具体实施方式中，所述强水淹带为注入水波及体积内含油饱和度在残余油饱和度和前缘含油饱和度之间的区域。

在一个具体实施方式中，所述增效剂包括第一烷基苯磺酸盐、烷基硫酸盐和烷基苯基硫酸盐中的一种。

在一个具体实施方式中，所述第一烷基苯磺酸盐、烷基硫酸盐和烷基苯基硫酸盐中的所述烷基独立地为c12至c16中的一种。

在一个具体实施方式中，所述第一烷基苯磺酸盐、烷基硫酸盐和烷基苯基硫酸盐中的盐独立地为钠盐。

在一个具体实施方式中，所述增效剂选自十六烷基苯硫酸钠、十二烷基苯硫酸钠、十六烷基苯磺酸钠和十四烷基苯磺酸钠中的至少一种。

在一个具体实施方式中，在制备所述如结构式i的功能聚合物的过程中添加有助剂，所述助剂为第二烷基苯磺酸盐。

在一个具体实施方式中，所述第二烷基苯磺酸盐(助剂)中所述烷基为c12至c16中的一种。

在一个具体实施方式中，所述第二烷基苯磺酸盐(助剂)为第二烷基苯磺酸钠。

在一个具体实施方式中，所述助剂选自十二烷基苯磺酸钠、十四烷基苯磺酸钠和十六烷基苯磺酸钠中的至少一种。

在一个具体实施方式中，在所述第一组合物中，所述如结构式i的功能聚合物和所述增效剂的质量比为7:3至19:1。

在一个具体实施方式中，以所述第一组合物总质量计作100％，所述如结构式i的功能聚合物的含量为70％至95％；所述增效剂的含量为5％至30％。

在一个具体实施方式中，以所述第一组合物总质量计作100％，所述如结构式i的功能聚合物和所述增效剂的总质量浓度为0.4％至1.2％。

在一个具体实施方式中，以所述第一组合物总质量计作100％，所述如结构式i的功能聚合物和所述增效剂的总质量浓度为0.6％至1％。

优选地，在一个具体实施方式中，以所述第一组合物总质量计作100％，所述如结构式i的功能聚合物和所述增效剂的总质量浓度为0.7％至0.8％。

在一个具体实施方式中，以所述第二组合物总质量计作100％，所述如结构式i的功能聚合物的含量为0.2％至0.6％。

在一个具体实施方式中，所述水为盐水和/或油田注入水。

在一个具体实施方式中，制备所述第一组合物包括如下步骤：

1)制备含有如本发明之一中任意一项所述的第一组合物中的所述如结构式i的功能聚合物的产物；

2)将步骤1)制备得到的所述产物与如本发明之一中任意一项所述的第一组合物中的增效剂混合，得到所述第一组合物。

在一个具体实施方式中，将步骤1)制备得到的所述产物与如本发明之一中任意一项所述的第一组合物中的增效剂以及水混合，得到所述第一组合物。

优选地，在一个具体实施方式中，所述产物和所述增效剂的质量比为7:3至19:1。

在一个具体实施方式中，步骤1)的所述产物通过以下方式制得：将丙烯酰胺、丙烯酸钠、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、n-十八烷基丙烯酰胺和助剂加入到水中混合形成单体溶液，再加入引发剂进行胶束聚合反应，然后造粒干燥得到所述产物。其中，最好按顺序依次将丙烯酰胺、丙烯酸钠、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、助剂和n-十八烷基丙烯酰胺加入到水中。

在一个具体实施方式中，丙烯酰胺、丙烯酸钠、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、n-十八烷基丙烯酰胺的摩尔比为(65-75):20:(2-10):(3-8)。

在一个具体实施方式中，所述助剂与所述疏水单体的摩尔比为3:1至6:1。

在一个具体实施方式中，总单体在单体溶液中的质量浓度为25％至35％。

在一个具体实施方式中，所述引发剂为硫酸钾和亚硫酸氢钠。

在一个具体实施方式中，所述硫酸钾与所述亚硫酸氢钠的质量比2:1。

在一个具体实施方式中，以丙烯酰胺、丙烯酸钠、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠和n-十八烷基丙烯酰胺的总质量为100％计，所述引发剂用量为0.005％至0.02％。

在一个具体实施方式中，所述单体溶液的ph为6.5至7.5。

在一个具体实施方式中，所述胶束聚合反应的反应温度为15℃至30℃。

在一个具体实施方式中，所述胶束聚合反应的反应时间为3h至7h。

在一个具体实施方式中，胶束聚合反应后得到的产物造粒后在90℃至95℃下干燥1h至2h得到含有所述功能聚合物的产物。

在本发明中，水驱油藏分为三个级次：极端水洗带、强水淹带和弱水驱带；其中，强水淹带在水驱油藏中的体积占比的计算公式为：强水淹带/(极端水洗带+强水淹带+弱水驱带)。

术语“极端水洗带”是指在水驱油藏中，经水驱逐步形成的剩余油饱和度小于等于残余油饱和度的区域。

术语“强水淹带”是指在水驱油藏中，经水驱逐步形成的剩余油饱和度介于残余油饱和度和前缘含油饱和度之间的区域，即注入水波及体积内含油饱和度在残余油饱和度和前缘含油饱和度之间的区域。

术语“弱水驱带”是指在水驱油藏中，驱替水未整体突破、且剩余油饱和度大于等于前缘含油饱和度的区域。

本发明中的油田注入水指的是油井产物经油水分离之后的水，这部分水可以进一步加工处理以符合油田注入。

本发明的有益效果：

本发明提供的流度调控方法适于强水淹带，使用的组合物具有优异的增粘性、高滞留吸附性、高抗剪切性及高效的流度调控能力。

附图说明

图1为用实施例17、18、对比例1中功能聚合物2#、组合物2-1#、2500万聚丙烯酰胺现场水配制的溶液在78℃下的粘度-浓度曲线。

图2为实施例19施工井压力上升曲线。

图3为实施例21组合物3-1#合管岩心驱油结果曲线图。

图4为实施例21组合物3-1#高/低渗填砂管岩心分流量曲线图。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明作进一步说明，但本发明实施例仅为示例性的说明，该实施方式无论在任何情况下均不构成对本发明的限定。

如无特别说明，以下实施例中使用的试剂均可市售获得。

阻力系数和残余阻力系数测试方法：

1.仪器

1)高速高压泵：单泵最大排量50ml/min，最小排量0.01ml/min，最高注入压力50mpa；

2)中间容器：带活塞中间容器4个，容量分别为500ml、1000ml、3000ml；最大工作压力50mpa；

3)岩心加持器：内径2.5cm，长度20cm；

4)人造岩心：φ2.5×7cm。

2.实验方法

1)配制规定浓度的目标水溶液；

2)选取规定物性参数岩心(φ2.5×7cm)，将气测渗透率后的人造岩心装入岩心夹持器内；

3)用孔径为0.45μm滤膜和孔径25μm的不锈钢网分别对饱和模拟水和目标水溶液过滤，将过滤后的饱和模拟水和目标水溶液分别装入中间容器内；

4)加环压，根据要求保持围压比注入端压力高1.5mpa至2mpa，并将恒温箱预热到实验温度；

5)将岩心抽真空后以0.5ml/min的速度注入过滤后的饱和模拟水，至压力稳定，计算水相渗透率；

6)以0.3ml/min的注入速度向岩心中注入过滤后的目标水溶液，当注聚平稳后继续注入10倍孔隙体积过滤后的目标水溶液后停泵；进行后续水驱，后续水驱注入的是模拟地层水，流速前后一致，并记录入口端压力，当后续水驱稳定后继续注入10倍孔隙体积后停泵。

7)画出注入的目标水溶液的压力曲线和后续水驱压力曲线。根据水测压力、注入的目标水溶液的压力及后续水驱压力实验结果，利用公式(1)和(2)计算阻力系数和残余阻力系数。

式中：fr——阻力系数；

frr——残余阻力系数；

δp——注入的目标水溶液稳定时的压差，mpa；

δpwi——开始水驱稳定时的压差，mpa；

δpwa——注入目标水溶液以后水驱稳定时压差，mpa。

岩心封堵率测试方法：

1.仪器

1)高速高压泵：单泵最大排量50ml/min，最小排量0.01ml/min，最高注入压力50mpa；

2)中间容器：带活塞中间容器4个，容量分别为500ml、1000ml、3000ml；最大工作压力50mpa；

3)岩心加持器：内径2.5cm，长度20cm；

4)人造岩心：φ2.5×7cm。

2.实验方法

1)按照要求配制规定浓度点的目标水溶液；

2)选取规定物性参数岩心(φ2.5×7cm)，将气测渗透率后的人造岩心装入岩心夹持器内；

3)用孔径为0.45μm滤膜和孔径25μm的不锈钢网分别对饱和模拟水和目标水溶液过滤，将过滤后的饱和模拟水和目标水溶液装入中间容器内；

4)加环压，根据要求保持围压比注入端压力高1.5mpa至2mpa，并将恒温箱预热到实验温度；

5)将岩心抽真空后以0.5ml/min的速度注入过滤后的饱和模拟水，至压力稳定，计算水相渗透率；

6)以0.3ml/min的注入速度向岩心中注入过滤后的目标水溶液，当注聚平稳后继续注入1倍孔隙体积过滤后的目标水溶液后停泵，侯凝24h。

7)计算注入目标水溶液后的岩心渗透率。

8)岩心渗透率下降值占原渗透率的百分数为岩心封堵率。

双管并联驱油效率测试方法

1.仪器

1)高速高压泵：单泵最大排量50ml/min，最小排量0.01ml/min，最高注入压力50mpa；

2)中间容器：带活塞中间容器4个，容量分别为500ml、1000ml、3000ml；最大工作压力50mpa；

3)岩心加持器：内径2.5cm，长度20cm；

4)填砂管：2根φ2.5×7cm。

2.实验方法

1)按要求配制目标水溶液；

2)真空饱和纯水，称量饱和水前后岩心的质量，计算孔隙度和孔隙体积；将岩心装入岩心夹持器内，测定水相渗透率k；

3)为确保岩心充满水，再进行真空饱和盐水，再一次将岩心装入岩心夹持器内，饱和30min盐水后开始饱和原油；

4)饱和模拟油速度从低到高依次为0.1ml/min、0.2ml/min、0.5ml/min、1ml/min，饱和时间大约分别为8h、4h、4h、2h，饱和油温度为70℃；

5)饱和油完毕后，关闭尾端水平阀，憋压至0.1mpa后停泵，关闭两端水平阀，封闭70℃保温12h。记录出水量计算饱和油量(含油饱和度＝驱替出的水的体积/孔隙体积)(在实验温度下读数，密封好防止挥发、损耗)；

6)采用高/低气测渗透率分别为5000×10^-3μm²/1000×10^-3μm²的填砂管岩心并联；

7)注聚方式：水驱+组合物驱+后续水驱，其中前水驱2倍孔隙体积，目标水溶液0.6倍孔隙体积，后续水驱段塞共计1倍孔隙体积。每隔10min记录一次产出液中油、水体积和对应压力；计算各种驱油方案增加的采收率。

实施例1

功能聚合物1#的制备

将75摩尔份丙烯酰胺单体、20摩尔份丙烯酸钠单体、2摩尔份功能单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、4倍疏水单体质量的十二烷基苯磺酸钠、3摩尔份疏水单体n-十八烷基丙烯酰胺依次加入水中混合形成单体溶液，且总单体的质量在单体溶液中的浓度为30％，用氢氧化钠和/或醋酸调节单体溶液的ph值为6.5。然后加入质量比为2:1的过硫酸钾和亚硫酸氢钠，在15℃反应6h，得到含有功能聚合物的胶体，将胶体剪碎造粒，在95℃下干燥1h得到含有功能聚合物的产物。其中，以丙烯酰胺、丙烯酸钠单体、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠和n-十八烷基丙烯酰胺的总质量计作100％，过硫酸钾和亚硫酸氢钠的总量为0.01％。

其中，y＝0.03，z＝0.02，m＝0.2，x+y+z+m＝1；a为疏水单体单元，d为功能单体单元。

根据gbt12005.10-1992标准测定功能聚合物的粘均分子量为900万。

实施例2

功能聚合物2#的制备

将72摩尔份丙烯酰胺单体、20摩尔份丙烯酸钠单体、5摩尔份功能单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、4倍疏水单体质量的十四烷基苯磺酸钠，3摩尔份疏水单体n-十八烷基丙烯酰胺依次加入水中混合形成单体溶液，且总单体的质量在单体溶液中的浓度为30％，用氢氧化钠和/或醋酸调节单体溶液的ph值为7。然后加入质量比为2:1的过硫酸钾和亚硫酸氢钠，在25℃反应3h，得到含有功能聚合物的胶体，将胶体剪碎造粒，在90℃下干燥1.5h得到含有功能聚合物的产物。其中，以丙烯酰胺、丙烯酸钠单体、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠和n-十八烷基丙烯酰胺的总质量计作100％，过硫酸钾和亚硫酸氢钠的总量为0.015％。

其中，y＝0.03，z＝0.05，m＝0.2，x+y+z+m＝1；a为疏水单体单元，d为功能单体单元。

根据gbt12005.10-1992标准测定功能聚合物的粘均分子量为800万。

实施例3

功能聚合物3#的制备

将67摩尔份丙烯酰胺单体、20摩尔份丙烯酸钠单体、10摩尔份功能单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、5倍疏水单体质量的十六烷基苯磺酸钠、3摩尔份疏水单体n-十八烷基丙烯酰胺依次加入水中混合形成单体溶液，且总单体的质量在单体溶液中的浓度为25％，用氢氧化钠和/或醋酸调节单体溶液的ph值为7.5。然后加入质量比为2:1的过硫酸钾和亚硫酸氢钠，在30℃反应5h，得到含有功能聚合物的胶体，将胶体剪碎造粒，在95℃下干燥1h得到含有功能聚合物的产物。其中，以丙烯酰胺、丙烯酸钠单体、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠和n-十八烷基丙烯酰胺的总质量计作100％，过硫酸钾和亚硫酸氢钠的总量为0.005％。

其中，y＝0.03，z＝0.1，m＝0.2，x+y+z+m＝1；a为疏水单体单元，d为功能单体单元。

根据gbt12005.10-1992标准测定功能聚合物的粘均分子量为800万。

实施例4

功能聚合物4#的制备

将73摩尔份丙烯酰胺单体、20摩尔份丙烯酸钠单体、2摩尔份功能单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、3倍疏水单体质量的十二烷基苯磺酸钠、5摩尔份疏水单体n-十八烷基丙烯酰胺、依次加入水中混合形成单体溶液，且总单体的质量在单体溶液中的浓度为35％，用氢氧化钠和/或醋酸调节单体溶液的ph值为7。然后加入质量比为2:1的过硫酸钾和亚硫酸氢钠，在25℃反应7h，得到含有功能聚合物的胶体，将胶体剪碎造粒，在95℃下干燥1h得到含有功能聚合物的产物。其中，以丙烯酰胺、丙烯酸钠单体、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠和n-十八烷基丙烯酰胺的总质量计作100％，过硫酸钾和亚硫酸氢钠的总量为0.02％。

其中，y＝0.05，z＝0.02，m＝0.2，x+y+z+m＝1；a为疏水单体单元，d为功能单体单元。

根据gbt12005.10-1992标准测定功能聚合物的粘均分子量为700万。

实施例5

功能聚合物5#的制备

将70摩尔份丙烯酰胺单体、20摩尔份丙烯酸钠单体、5摩尔份功能单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、6倍疏水单体质量的十四烷基苯磺酸钠、5摩尔份疏水单体n-十八烷基丙烯酰胺依次加入水中混合形成单体溶液，且总单体的质量在单体溶液中的浓度为28％，用氢氧化钠和/或醋酸调节单体溶液的ph值为7.5。然后加入质量比为2:1的过硫酸钾和亚硫酸氢钠，在15℃反应6h，得到含有功能聚合物的胶体，将胶体剪碎造粒，在90℃下干燥2h得到含有功能聚合物的产物。其中，以丙烯酰胺、丙烯酸钠单体、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠和n-十八烷基丙烯酰胺的总质量计作100％，过硫酸钾和亚硫酸氢钠的总量为0.02％。

其中，y＝0.05，z＝0.05，m＝0.2，x+y+z+m＝1；a为疏水单体单元，d为功能单体单元。

根据gbt12005.10-1992标准测定功能聚合物的粘均分子量为600万。

实施例6

功能聚合物6#的制备

将65摩尔份丙烯酰胺单体、20摩尔份丙烯酸钠单体、10摩尔份功能单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、5倍疏水单体质量的十六烷基苯磺酸钠、5摩尔份疏水单体n-十八烷基丙烯酰胺依次在水中混合形成单体溶液，且总单体的质量在单体溶液中的浓度为30％，用氢氧化钠和/或醋酸调节单体溶液的ph值为7.2。然后加入质量比为2:1的过硫酸钾和亚硫酸氢钠，在20℃反应5h，得到含有功能聚合物的胶体，将胶体剪碎造粒，在95℃下干燥1h得到含有功能聚合物的产物。其中，以丙烯酰胺、丙烯酸钠单体、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠和n-十八烷基丙烯酰胺的总质量计作100％，过硫酸钾和亚硫酸氢钠的总量为0.01％。

其中，y＝0.05，z＝0.1，m＝0.2，x+y+z+m＝1；a为疏水单体单元，d为功能单体单元。

根据gbt12005.10-1992标准测定功能聚合物的粘均分子量为500万。

实施例7

功能聚合物7#的制备

将70摩尔份丙烯酰胺单体、20摩尔份丙烯酸钠单体、2摩尔份功能单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、6倍疏水单体质量的十二烷基苯磺酸钠、8摩尔份疏水单体n-十八烷基丙烯酰胺依次加入水中混合形成单体溶液，且总单体的质量在单体溶液中的浓度为30％，用氢氧化钠和/或醋酸调节单体溶液的ph值为7。然后加入质量比为2:1的过硫酸钾和亚硫酸氢钠，在25℃反应4h，得到含有功能聚合物的胶体，将胶体剪碎造粒，在95℃下干燥1h得到含有功能聚合物的产物。其中，以丙烯酰胺、丙烯酸钠单体、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠和n-十八烷基丙烯酰胺的总质量计作100％，过硫酸钾和亚硫酸氢钠的总量为0.01％。

其中，y＝0.08，z＝0.02，m＝0.2，x+y+z+m＝1；a为疏水单体单元，d为功能单体单元。

根据gbt12005.10-1992标准测定功能聚合物的粘均分子量为600万。

实施例8

功能聚合物8#的制备

将67摩尔份丙烯酰胺单体、20摩尔份丙烯酸钠单体、5摩尔份功能单体2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、6倍疏水单体质量的十二烷基苯磺酸钠、8摩尔份疏水单体n-十八烷基丙烯酰胺依次加入水中混合形成单体溶液，且总单体的质量在单体溶液中的浓度为30％，用氢氧化钠和/或醋酸调节单体溶液的ph值为7。然后加入质量比为2:1的过硫酸钾和亚硫酸氢钠，在20℃反应5h，得到含有功能聚合物的胶体，将胶体剪碎造粒，在90℃下干燥1.5h得到含有功能聚合物的产物。其中，以丙烯酰胺、丙烯酸钠单体、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠和n-十八烷基丙烯酰胺的总质量计作100％，过硫酸钾和亚硫酸氢钠的总量为0.015％。

其中，y＝0.08，z＝0.05，m＝0.2，x+y+z+m＝1；a为疏水单体单元，d为功能单体单元。

根据gbt12005.10-1992标准测定功能聚合物的粘均分子量为500万。

实施例9

组合物1-1#

将功能聚合物1#和增效剂十六烷基苯硫酸钠以7:3的质量比混合形成混合物得到组合物1-1#。

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为14684mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共250mg/l，油藏温度55℃。

将组合物1-1#以0.7％的质量浓度(以功能聚合物的质量计)溶于水中，25℃溶解2小时，得到组合物1-1#水溶液。

在温度55℃条件下，使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试组合物1-1#水溶液的表观粘度为2532mpa·s。

将0.7％的组合物1-1#水溶液通过水测渗透率3000×10^-3μm²的岩心，测试组合物1-1#水溶液所建立的阻力系数为1520，残余阻力系数109；对水测渗透率3000×10^-3μm²岩心的封堵率为96.2％。

实施例10

组合物1-2#

将功能聚合物1#和增效剂十六烷基苯硫酸钠以4:1的质量比混合形成混合物得到组合物1-2#。

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为14684mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共250mg/l，油藏温度55℃。

将组合物1-2#以0.6％的质量浓度(以功能聚合物的质量计)于水中25℃溶解2小时，形成组合物1-2#水溶液。

在温度55℃条件下，使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试组合物1-2#水溶液的表观的粘度为2339mpa·s。

将0.6％的组合物溶液通过水测渗透率3000×10^-3μm²的岩心，组合物1-2#水溶液所建立的阻力系数为1427，残余阻力系数93；对水测渗透率3000×10^-3μm²岩心的封堵率为95.2％。

实施例11

组合物4-1#

将功能聚合物4#和增效剂十二烷基苯基硫酸钠以3:1的质量比混合形成混合物得到组合物4-1#；

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为44684mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共1210mg/l，油藏温度65℃。

将组合物4-1#以1.2％的质量浓度(以功能聚合物的质量计)溶于水中，40℃水浴溶解2.5小时，形成组合物4-1#水溶液。

在温度65℃条件下，使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试组合物4-1#水溶液的表观粘度为6551mpa·s。

将1.2％的组合物4-1#水溶液通过水测渗透率2500×10^-3μm²的岩心，组合物4-1#水溶液所建立的阻力系数为2310，残余阻力系数209；对水测渗透率2500×10^-3μm²岩心的封堵率为96.1％。

实施例12

组合物4-2#

将功能聚合物4#和增效剂十二烷基苯硫酸钠以9.5:0.5的质量比混合形成组合物4-2#。

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为44684mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共1210mg/l，油藏温度65℃。

将组合物4-2#以1.0％质量浓度(以功能聚合物的质量计)溶于水中，40℃水浴溶解3小时，形成组合物4-2#水溶液。

在温度65℃条件下，使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试组合物4-2#水溶液的表观粘度为7339mpa·s。

将1.0％的组合物4-2#水溶液通过水测渗透率2500×10^-3μm²的岩心，测试组合物4-2#水溶液所建立的阻力系数为2213，残余阻力系数163；对水测渗透率2500×10^-3μm²岩心的封堵率为97.8％。

实施例13

组合物5-1#

将功能聚合物5#和增效剂十六烷基苯磺酸钠以7:3的质量比混合形成组合物5-1#。

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为18614mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共474mg/l，油藏温度85℃。

将组合物5-1#以0.5％质量浓度(以功能聚合物的质量计)于水中，在25℃下溶解2.5小时，形成组合物5-1#水溶液。

在温度85℃条件下，使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试组合物5-1#水溶液粘度为1356mpa·s。

实施例14

组合物5-2#

将功能聚合物5#和增效剂十六烷基苯磺酸钠以9:1的质量比混合形成组合物5-2#。

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为18614mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共474mg/l，油藏温度85℃。

将组合物5-2#以0.4％质量浓度(以功能聚合物的质量计)于水中，在35℃的水浴条件下溶解2小时，形成组合物5-2#水溶液。

在温度85℃条件下，使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试组合物5-2#水溶液的粘度为1239mpa·s。

实施例15

组合物6-1#

将功能聚合物6#和增效剂十四烷基苯磺酸钠以7:3的质量比混合形成组合物6-1#。

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为46000mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共1000mg/l，油藏温度60℃。

将组合物6-1#以0.8％的质量浓度(以功能聚合物的质量计)于水中，在45℃的水浴条件下溶解2小时，形成组合物6-1#水溶液。

在温度60℃条件下，使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试组合物6-1#水溶液的粘度为1013mpa·s。

将0.8％的质量浓度组合物6-1#通过水测渗透率2000×10^-3μm²的岩心，测试组合物6-1#水溶液所建立的阻力系数为1020，残余阻力系数为86。

实施例16

组合物6-2#

将功能聚合物6#和增效剂十四烷基苯磺酸钠以4:1的质量比混合形成组合物6-2#。

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为46000mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共1000mg/l，油藏温度60℃。

将组合物6-2#以0.7％质量浓度(以功能聚合物的质量计)于水中，在35℃的水浴条件下溶解2小时，形成组合物6-2#水溶液。

在温度60℃条件下，使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试组合物6-2#水溶液粘度为1251mpa·s。

将0.7％质量浓度的组合物6-2#水溶液通过水测渗透率2000×10^-3μm²的岩心，测试组合物6-2#水溶液所建立的阻力系数为897，残余阻力系数为79。

实施例17

功能聚合物2#

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为34684mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共650mg/l。

将功能聚合物2#以0.2％、0.4％、0.6％、0.8％、1.0％和1.2％的质量浓度(以功能聚合物的质量计)在25℃下于水中溶解2h，形成6种浓度的水溶液。

粘度测定：使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试功能聚合物2#在各浓度下水溶液的增粘性，测试温度78℃，测试保温5min，测试1min，取值1min，结果见图1。

通过水测渗透率2500×10^-3μm²的岩心，质量浓度0.6％功能聚合物2#水溶液所建立的阻力系数为620，残余阻力系数为92。0.6％功能聚合物2#水溶液对渗透率2500×10^-3μm²岩心的封堵率能达到86.2％。

实施例18

组合物2-1#

将功能聚合物2#和增效剂十六烷基苯磺酸钠以4:1的质量比混合形成组合物2-1#。

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为34684mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共650mg/l。

将组合物2-1#在25℃下于油田注入水中溶解2h，形成水溶液；分别配制质量浓度(以功能聚合物的质量计)为0.2％、0.4％、0.6％、0.8％、1.0％和1.2％的组合物2-1#的不同浓度的水溶液。

粘度测定：使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试组合物2-1#在不同浓度下的水溶液的增粘性，测试温度78℃，测试保温5min，测试1min，取值1min，结果见图1。

将质量浓度0.6％组合物2-1#水溶液通过水测渗透率2500×10^-3μm²的岩心，测定其建立的阻力系数为1440，残余阻力系数为154；0.6％的组合物2-1#水溶液对渗透率2500×10^-3μm²岩心的封堵率能达到98.3％。

对比例1

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为34684mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共650mg/l。

将粘均分子量2500万、水解度小于25％的阴离子型聚丙烯酰胺(hpam)分别以0.2％、0.4％、0.6％、0.8％、1.0％和1.2％的质量浓度在水中溶解2h，形成聚合物水溶液。

粘度测定：使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试聚丙烯酰胺在各浓度下水溶液的增粘性，测试温度78℃，测试保温5min，测试1min，取值1min，结果见图1。

0.8％的聚丙烯酰胺水溶液在水测渗透率2500×10^-3μm²岩心中所建立的阻力系数为14，残余阻力系数为2.1。0.8％的聚丙烯酰胺水溶液对水测渗透率2500×10^-3μm²的岩心封堵率为18.9％。

通过实施例17、实施例18和对比例1的比较可知，本发明功能聚合物2#和组合物2-1#比粘均分子量2500万的聚丙烯酰胺具有更好的增粘性，能够建立更高的阻力系数和残余阻力系数，对岩心的封堵性更好。

实施例19

组合物2-1#现场调剖应用

配制组合物的用水为油田现场注入水，总矿化度为34684mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共650mg/l，油藏温度70℃。

流度调控体系用量利用数值模拟方法和容积法相结合进行确定。建立符合实际油藏条件的数值模拟模型，其中油田区块的强水淹带的渗透率200×10^-3至1500×10^-3μm²，渗透率变异系数为0.75，渗透率级差7.5。孔隙度为0.27，强水淹带体积占总体积的70％。

根据现场注入量获得经验公式ii：

其中vt-流度调控体系的总用量，单位为m³；

vt-流度调控体系的总用量占强水淹带体积比；

l-油井与水井之间距离，单位为m；

h-油层厚度，单位为m；

hq-强水淹带在水驱油藏中的体积占比；

-强水淹带的孔隙度。

基于式ii，经过投入产出比计算，当现场注入量占强水淹带0.15倍孔隙体积时为最优方案。其中，流度调控体系用量占强水淹带的体积比vt的取值为0.15，井间距离l的取值为90m，油层厚度h的取值为5m，强水淹带体积占比hq的取值为0.6，强水淹带孔隙度φq的取值为0.27。最后得到的强水淹带调控体系用量为3090.2m³，取整为3100m³。

2016年10月对该油田现场注入水条件下的油藏区块的1口注水井进行流度调控作业；注入方案采用三段塞组合方式：段塞一以4m³/h的排量注入质量浓度(以功能聚合物的质量计)为0.7％的组合物2-1#水溶液350m³，段塞二以4m³/h的排量注入质量浓度(以功能聚合物的质量计)为0.6％的组合物2-1#水溶液1000m³，段塞三以4m³/h的排量注入质量浓度(以功能聚合物的质量计)为0.35％的组合物2-1#水溶液1750m³，最后注入100m³清水。

根据压力表读数，施工压力由初期10mpa，上升到11.5mpa；压力上升1.5mpa(施工压力曲线如图2)。按照gb/t260-1988标准，注水井对应油井含水由86％下降至72％，日平均增油6.5吨，截至2017年11月累计增油2034吨，取得很良好的流度调控效果。

实施例20

组合物7-1#

将功能聚合物7#和增效剂十六烷基苯硫酸钠以9:1的质量比混合形成组合物7-1#。

配制组合物的用水为油田现场注入水：总矿化度10786mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量200mg/l，地层温度70℃。

将组合物7-1#在现场配注水(45℃)条件下溶解，溶解时间2h，配制质量浓度(以功能聚合物的质量计)为0.4％的水溶液。

在70℃条件下采用brookfielddv2粘度计在7.34s^-1剪切速率，测试0.4％的水溶液粘度分别为1331mpa·s。

质量浓度为0.4％的组合物7-1#水溶液在水测渗透率2000×10^-3μm²的岩心中所建立的阻力系数达到523，残余阻力系数为104。

实施例21

组合物3-1#

将功能聚合物3#和增效剂十六烷基苯磺酸钠以9:1的质量比混合形成组合物3-1#。

配制组合物的用水为油田现场注入水：总矿化度为10786mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共200mg/l，油藏温度70℃。

将组合物3-1#在现场配注水(45℃)条件下溶解，溶解时间1.5h，配制质量浓度(以功能聚合物的质量计)为0.8％的溶液。

在70℃条件下采用brookfielddv-2粘度计在7.34s^-1剪切速率，测试0.8％的组合物3-1#水溶液的粘度为10120mpa·s。

室内采用水测渗透率4000×10^-3μm²的岩心测得流度调控能力：0.8％的组合物3-1#水溶液所建立的阻力系数达到623，残余阻力系数为124.3。

通过双管并联驱油实验，考察堵剂改善分流量效果和驱油效率。其中，驱替方案：水驱2倍孔隙体积+0.8％的组合物3-1#0.1倍孔隙体积+0.4％组合物3-1#0.5倍孔隙体积+后续水驱1倍孔隙体积。每隔10min记录一次产出液油、水体积和对应压力；计算驱油方案增加的采收率。结果见表1，以高低渗填砂管岩心每个点分流量作图得到图3，以高低渗填砂管岩心每个点含水率作图得到图4。

表1组合物物3-1#提高采收率实验结果

实施例22

组合物3-1#现场应用

配制组合物的用水为油田现场注入水：总矿化度10786mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量200mg/l，油藏温度70℃。

流度调控体系用量利用数值模拟方法和容积法相结合进行确定。建立符合实际油藏条件的数值模拟模型，其中油田区块的强水淹带的平均渗透率1891×10^-3μm²，经过长年注水开发，渗透率级差加剧，高含水开发后期渗透率级差大于6.8，储层渗透率变异系数为0.81。

根据现场注入量获得经验公式ii：

其中vt-流度调控体系的总用量，单位为m³；

vt-流度调控体系的总用量占强水淹带体积比；

l-油井与水井之间距离，单位为m；

h-油层厚度，单位为m；

hq-强水淹带在水驱油藏中的体积占比；

-强水淹带的孔隙度。

基于式ii，经过投入产出比计算，当现场注入量占强水淹带0.2倍孔隙体积时为最优方案。其中，流度调控体系用量占强水淹带的体积比vt的取值为0.2，井间距离l的取值为120m，油层厚度h的取值为5m，强水淹带体积占比hq的取值为0.65，强水淹带孔隙度φq的取值为0.305。最后得到的强水淹带流度调控体系的总用量为8964.1m³，取整为9000m³。

2017年10月对该油田现场注入水条件下的油藏区块4口注水井进行流度调控作业，现场采用三段塞组合方式，其中段塞一：封堵段塞以4m³/h的排量注入质量浓度(以功能聚合物的质量计)为0.8％组合物3-1#水溶液，用量3000m³；段塞二：调控段塞以4m³/h的排量注入质量浓度(以功能聚合物的质量计)为0.4％功能聚合物3#水溶液，用量4000m³；段塞三：驱替段塞以4m³/h的排量注入质量浓度(以功能聚合物的质量计)为0.2％功能聚合物3#水溶液，用量2000m³，最后注入100m³清水。

流度调控作业后，根据压力表读数4口井施工平均压力提升1.5mpa；按照gb/t260-1988标准，4井组含水由98％下降94％，中心井含水下降8.2％；日平均增油4.5吨，截至2018年10月累计增油1432吨。

实施例23

组合物8-1#

将功能聚合物8#和增效剂十二烷基苯硫酸钠以4:1的质量比混合形成组合物8-1#。

配液水为油田现场注入水，总矿化度为14684mg/l，ca²⁺、mg²⁺含量共210mg/l，油藏温度65℃。

将组合物8-1#以0.4％质量浓度(以功能聚合物的质量计)溶于水中，25℃溶解3小时，形成组合物8-1#水溶液。

在温度65℃条件下，使用布氏粘度计dv-ii在合适的量程下测试组合物8-1#水溶液的表观粘度为859mpa·s。

将0.4％的组合物8-1#水溶液通过水测渗透率2500×10^-3μm²的岩心，测试组合物8-1#水溶液所建立的阻力系数为513，残余阻力系数为63；对水测渗透率2500×10^-3μm²岩心的封堵率为93.8％。

虽然本发明已经参照具体实施方式进行了描述，但是本领域的技术人员应该理解在没有脱离本发明的真正的精神和范围的情况下，可以进行的各种改变。此外，可以对本发明的主体、精神和范围进行多种改变以适应特定的情形、材料、材料组合物和方法。所有的这些改变均包括在本发明的权利要求的范围内。