本发明涉及一种低渗裂缝油藏多元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，进而可提高低渗裂缝油藏石油采收率，属于油田应用化学剂领域。
背景技术：
随着油气勘探工作的不断深入，勘探程度的逐年提高，油气勘探难度亦愈来愈大，非常规油气资源已成为勘探开发的热点。低渗裂缝油藏具有渗透率低、孔喉狭窄和微裂缝发育的特征，并具有一定的非均质性；由于温度、压力等因素的影响，容易造成水驱过程中发生水窜、指进、无效水循环现象；作业过程中，储层极易受到外来不配伍流体的伤害，同时由于温度、压力等因素的影响，容易造成蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积，形成有机堵塞；大量低渗裂缝油藏实际采出程度在10％～20％，采出程度偏低，而部分裂缝发育密集的油田经过几十年的注水开发，采收率始终没能超过20％，传统对低渗裂缝油藏的开发涉及以下问题：
一是已开发油气田开发效果变差，含水上升加快，产量递减加快；二是裂缝系统的影响，尤其是构造裂缝加剧了油藏的非均质性，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，增大了油田开发难度；三是未开发储量品位越来越低，主要集中在特低丰度和特低渗透储层中，优选区块和注水开发的技术难度越来越大；四是开发潜力和有效措施逐渐减少，成本上升，投入与产出的矛盾日益加大。
在这种形势下，传统的开采方式和方法难以满足低渗裂缝油藏发展的需要，特别需要针对降投资、降成本和降能耗的有效途径，开展配套实用的开发技术攻关，以期研究和解决油田开发中提高采油速度、采收率和经济效益的问题，从而促进低渗裂缝油藏的有效动用和商业性开发。
针对低渗裂缝油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种多元双段塞型调剖剂，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低渗裂缝油藏多元双段塞型调剖剂及其使用方法，其特征在于，通过双段塞形式注入低渗裂缝油藏，前置段塞具有延时成胶性，初期注入油藏时粘度低，可进入油藏近井地带、中部、深部裂缝，成胶后形成稳定封堵；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，对未经封堵的孔道实施表面活性剂驱，以减少油藏中剩余油含量、增加吸水指数，改善蜡质、胶质、沥青质在近井地带沉积的现象；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，抑制低渗裂缝油藏死油区形成，以改善传统采油方法对低渗裂缝油藏采收率低、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低渗裂缝油藏多元双段塞型调剖剂及其使用方法，其主要成分为：羟丙基甲基纤维素，葡萄糖酸钠，三乙醇胺，六偏磷酸钠，黏土稳定剂，柠檬酸铝，十六烷基三甲基溴化铵,十二烷基磺酸钠；其中黏土稳定剂具体可为氯化铵、十二烷基三甲基氯化铵以及其他适用于低渗裂缝油藏的黏土稳定剂；针对低渗裂缝油藏，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调剖剂包括羟丙基甲基纤维素、葡萄糖酸钠、三乙醇胺、六偏磷酸钠、黏土稳定剂、柠檬酸铝；段塞a调剖剂中，羟丙基甲基纤维素质量比为0.1％-0.2％，葡萄糖酸钠质量比为0.1％-0.2％，三乙醇胺质量比为0.1％-0.2％，六偏磷酸钠质量比为0.1％-0.2％，黏土稳定剂质量比为0.2％-0.4％，柠檬酸铝质量比为0.1％-0.2％，余下组分为配制水。
优选地，段塞a调剖剂中，羟丙基甲基纤维素、葡萄糖酸钠、三乙醇胺、六偏磷酸钠、黏土稳定剂、柠檬酸铝质量比为0.12％-0.18％：0.12％-0.18％：0.12％-0.18％：0.12％-0.18％：0.25％-0.35％：0.12％-0.18％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞a调剖剂中，羟丙基甲基纤维素、葡萄糖酸钠、三乙醇胺、六偏磷酸钠、黏土稳定剂、柠檬酸铝质量比为0.15％：0.15％：0.15％：0.15％：0.3％：0.15％，余下组分为配制水。
段塞a调剖剂主要作用机理为，段塞a为具有延时成胶性的封堵剂，葡萄糖酸钠作为延缓剂可使羟丙基甲基纤维素延时成胶，期初注入油藏时粘度低、流动性强，可进入油藏近井地带、中部、深部裂缝，成胶后形成稳定封堵；柠檬酸铝作为交联剂，可增强羟丙基甲基纤维素分子间聚合力，增加调剖剂稳定性、粘度及破胶时间；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；六偏磷酸钠起到分散剂作用，可使羟丙基甲基纤维素在水溶液中分子间分布更为均匀，增加分子线团外围吸附力，从而提高调剖剂在裂缝中的封堵效果；段塞a中含有适量的黏土稳定剂，在注入过程中可减少黏土膨胀现象的发生，避免注入压力过高；段塞a主要用作封堵低渗裂缝油藏中裂缝、高渗带，以改善油藏的非均质性，使后续注入段塞b可进入未波及孔道，从而形成双段塞协同作用。
段塞b包括十六烷基三甲基溴化铵和十二烷基磺酸钠；段塞b中，十六烷基三甲基溴化铵质量比为0.5％-1％，十二烷基磺酸钠质量比为2％-2.5％，余下组分为配制水。
优选地，段塞b中，十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为0.7％-0.9％：2.1％-2.3％，余下组分为配制水。
更优选地，段塞b中，十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为0.8％：2.2％，余下组分为配制水。
段塞b主要作用机理为，通过阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵与阴离子表面活性剂十二烷基磺酸钠复配增效，阴-阳离子表面活性剂复配时产生强烈的电性作用，因而使表面活性大大提高，起到降低表面张力的效能、降低表面张力的效率、降低临界胶束浓度、增强表面吸附等作用；复配表面活性剂溶液具有较低的表面和界面张力,因此复配体系将具有较强的润湿能力，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；两种表面活性剂复配，可增加其抗盐能力，使其能够适应不同类型的地层水；且两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，可进入原水驱未波及孔道进行表面活性剂驱，以减少孔道中残余油对油藏造成的封堵，增强其导流能力；本发明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，抑制低渗裂缝油藏死油区形成，并通过后续水驱对油藏进行进一步开发。
一种低渗裂缝油藏多元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48-72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0.1-0.2pv，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0.15pv，随后向油藏或岩心中注入段塞b0.2-0.3pv，随后进行续注采作业。
本发明相对于现有技术其优点在于：
1、针对低渗裂缝油藏提高采收率技术需求，本发明设计一种低渗裂缝油藏双段塞深部调剖剂，其特征在于，段塞a调剖剂具有延时成胶性，初期注入油藏时粘度低，可进入油藏近井地带、中部、深部裂缝，成胶后形成稳定封堵。
2、段塞a中，柠檬酸铝、三乙醇胺、六偏磷酸钠作为添加剂剂，可增加调剖剂稳定性、粘度及破胶时间，增强调剖剂在低渗裂缝油藏中的适应性，从而提高调剖剂在裂缝中的封堵效果。
3、段塞b中，通过阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵与阴离子表面活性剂十二烷基磺酸钠复配增效，阴-阳离子表面活性剂复配时产生强烈的电性作用，因而使表面活性大大提高，起到降低表面张力的效能、降低表面张力的效率、降低临界胶束浓度、增强表面吸附等作用，其应用效果优于单一表面活性剂。
4、本发明通过双段塞注入形式，改善低渗裂缝油藏非均质性、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低渗裂缝油藏采收率低、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羟丙基甲基纤维素为任丘市润达化工有限公司生产，含量：≥99％；葡萄糖酸钠为上海屹慧化工有限公司生产，含量99％；三乙醇胺为南京化学试剂股份有限公司生产，分析纯ar；六偏磷酸钠为山东鼎欣生物科技有限公司生产，98％；氯化铵为南京化学试剂股份有限公司生产，规格：acs，99.5％；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％；柠檬酸铝为济南鑫雅化工有限公司生产，优级纯gr；十六烷基三甲基溴化铵为南京化学试剂股份有限公司生产，分析纯ar；十二烷基磺酸钠为南京化学试剂股份有限公司生产，分析纯ar。
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，用以模拟油田生产中使用的水源水。
3、具体药剂应用量为：
段塞a：羟丙基甲基纤维素、葡萄糖酸钠、三乙醇胺、六偏磷酸钠、氯化铵、柠檬酸铝质量比为0.15％：0.15％：0.15％：0.15％：0.3％：0.15％，余下组分为配制水。
段塞b：十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为0.8％：2.2％，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均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率为30*10-3μm2，并在岩心制造过程中均匀加入3％体积分数的锌条，长0.5cm宽0.2cm高0.05mm，用以模拟油藏微裂缝；通过人工制造岩心对低渗裂缝油藏进行模拟。
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)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5pv、蒸馏水5pv，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4mpa，然后以0.2ml/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；
(5)向岩心中正向注入段塞a调剖剂0.15pv，记录注入调剖剂时的压力，静置60小时待用；
(6)以1ml/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；
(7)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
堵前渗透率为锌条排出后渗透率，从上述结果中可得出，段塞a调剖剂对模拟岩心调剖效果明显，模拟裂缝已形成稳固封堵，未封堵区域仍具有一定流动性，说明该调剖剂与模拟水源水结合无负面影响，并为后续段塞b留有渗流通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5pv、蒸馏水5pv，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)以1ml/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；
(5)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，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；
(6)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a调剖剂0.1pv，注完后放置48小时，随后注入配制水0.15pv、随后注入段塞b0.25pv，停泵；
(7)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，对模拟岩心实施调剖后，已改善其裂缝系统，提高采收率24.5％，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：羟丙基甲基纤维素、葡萄糖酸钠、三乙醇胺、六偏磷酸钠、十二烷基三甲基氯化铵、柠檬酸铝质量比为0.1％：0.1％：0.1％：0.1％：0.2％：0.1％，余下组分为配制水。
段塞b：十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为0.5％：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均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率为30*10-3μm2，并在岩心制造过程中均匀加入3％体积分数的锌条，长0.5cm宽0.2cm高0.05mm，用以模拟油藏微裂缝；通过人工制造岩心对低渗裂缝油藏进行模拟。
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)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5pv、蒸馏水5pv，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4mpa，然后以0.2ml/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；
(5)向岩心中正向注入段塞a调剖剂0.1pv，记录注入调剖剂时的压力，静置48小时待用；
(6)以1ml/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；
(7)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
堵前渗透率为锌条排出后渗透率，从上述结果中可得出，段塞a调剖剂对模拟岩心调剖效果明显，模拟裂缝已形成稳固封堵，未封堵区域仍具有一定流动性，说明该调剖剂与模拟油田污水结合无负面影响，并为后续段塞b留有渗流通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5pv、蒸馏水5pv，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)以1ml/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；
(5)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，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；
(6)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a调剖剂0.15pv，注完后放置48小时，随后注入配制水0.15pv、随后注入段塞b0.2pv，停泵；
(7)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，对模拟岩心实施调剖后，已改善其裂缝系统，提高采收率26.66％，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：羟丙基甲基纤维素、葡萄糖酸钠、三乙醇胺、六偏磷酸钠、氯化铵、柠檬酸铝质量比为0.2％：0.2％：0.2％：0.2％：0.4％：0.2％，余下组分为配制水。
段塞b：十六烷基三甲基溴化铵、十二烷基磺酸钠质量比为1％：2.5％，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均质人造岩心，具体尺寸为4.5cm*4.5cm*30cm，气测渗透率为30*10-3μm2，并在岩心制造过程中均匀加入3％体积分数的锌条，长0.5cm宽0.2cm高0.05mm，用以模拟油藏微裂缝；通过人工制造岩心对低渗裂缝油藏进行模拟。
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)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5pv、蒸馏水5pv，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)将饱和配置水的岩心放入岩心夹持器中，加围压4mpa，然后以0.2ml/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；
(5)向岩心中正向注入段塞a调剖剂0.2pv，记录注入调剖剂时的压力，静置72小时待用；
(6)以1ml/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；
(7)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
堵前渗透率为锌条排出后渗透率，从上述结果中可得出，段塞a调剖剂对模拟岩心调剖效果明显，模拟裂缝已形成稳固封堵，未封堵区域仍具有一定流动性，说明该调剖剂与模拟油田污水结合无负面影响，并为后续段塞b留有渗流通道。
8、驱油能力测试操作步骤如下：
(1)将待使用岩心放入耐酸岩心夹持器，正向驱替，驱替用30％浓度稀硫酸，直至岩心中无气体产生后继续注入稀硫酸5pv、蒸馏水5pv，以确保锌条全部反应随稀硫酸排出，注入完毕后将岩心取出；
(2)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；
(3)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；
(4)以1ml/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；
(5)将饱和完原油的岩心放入岩心夹持器，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；
(6)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a调剖剂0.2pv，注完后放置72小时，随后注入配制水0.15pv、随后注入段塞b0.3pv，停泵；
(7)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，对模拟岩心实施调剖后，已改善其裂缝系统，提高采收率25.6％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。