本发明涉及一种高渗砂岩油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法，该调剖剂可改善储层适应性，进而可提高高渗砂岩型油藏增油效果，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发现，对于高渗砂岩油藏，采出程度偏低，表明聚合物应用于高渗砂岩油藏效率较低；高渗砂岩油藏由于油层分布复杂，在实际开发过程中具有以下弊端：
1、高渗砂岩油藏开采过程中渗透率逐渐降低，其主要原因是生产过程中黏土微粒移动对油藏孔隙的堵塞，由油藏压力、温度变化造成的结垢以及钙、铁的化学沉淀造成的堵塞等，导致了高渗砂岩油藏注水压力大，且未堵塞孔道易形成窜流，严重影响油田开发效益。
2、在高渗砂岩油藏注水开发过程中，由于油藏的非均质性，致使注入水沿高渗透层带或孔道窜流、突进，严重降低了注入水的波及体积和油田的开发效果。
3、目前在用聚合物驱通常难以达到理想的驱油效果，聚合物粘度低时，经常会出现无效聚驱循环，聚合物粘度高时，会出现封堵过于严密导致注水压力过高；而传统的聚驱采油在高渗砂岩油藏中，难以克服出砂以及黏土膨胀等现象。
4、死油区分部较多，常规水驱过程中，由于大部分驱替液流经高渗透层带，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，严重影响高渗砂岩油藏开发效果。
针对高渗砂岩油藏提高采收率技术需求，本发明提出一种双段塞复配型调剖剂，克服了上述高渗砂岩油藏的问题。
技术实现要素：
本发明的目的在于提供一种高渗砂岩油藏双段塞复配型调剖剂及其使用方法，通过双段塞形式注入高渗砂岩油藏，前置段塞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，在复配聚合物中加入添加剂形成调剖剂，可对油藏高渗区域实施封堵，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，对油藏中渗、低渗区域进行表面活性剂驱，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，抑制高渗砂岩油藏死油区形成，以改善传统采油方法对高渗砂岩油藏采收率低、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。
一种高渗砂岩油藏双段塞复配型调剖剂，其主要成分为：部分水解聚丙烯酰胺相对分子质量分别为500*104、1000*104、2500*104，乙酸铬，乌洛托品，间苯二酚，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺，十六烷基三甲基溴化铵，十二烷基磺酸钠；针对高渗砂岩油藏，设计双段塞式调剖剂，通过前置段塞对高渗砂岩油藏封堵，后置段塞进行表面活性剂驱，以下用段塞a调剖剂代表前置段塞，段塞b代表后置段塞来进行描述。
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500*104、1000*104、2500*104，其质量比为20：35：45；添加剂包括乙酸铬、乌洛托品、间苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺；段塞a调剖剂中，复配聚合物质量比为0.25％-0.35％，乙酸铬质量比为0.04％-0.055％，乌洛托品质量比为0.02％-0.03％，间苯二酚质量比为0.04％-0.06％，椰子油脂肪酸二乙醇酰胺质量比为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、间苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺的质量比为0.28％-0.32％：0.045％-0.05％：0.022％-0.028％：0.045％-0.055％：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、间苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺的质量比为0.3％：0.047％：0.025％：0.05％：0.065％，余下组分为配制水。
段塞a调剖剂主要作用机理为，通过不同分子质量的聚丙烯酰胺与乙酸铬、乌洛托品混合形成分子线团形式聚合物，在注入油藏后，与油藏中的黏土颗粒或其他不溶悬浮物相接触，并相结合，形成绕核式分子线团，增加其在高渗砂岩油藏中作用面积，提高封堵效果；段塞a中间苯二酚和椰子油脂肪酸二乙醇酰胺可增加聚丙烯酰胺分子线团外围基团的活性，使得段塞a与砂岩相接触部分具有较大的粘性，从而增加段塞a对高渗砂岩油藏封堵的强度；段塞a主要用作封堵高渗砂岩油藏中的高渗区域或大孔道，改善高渗砂岩油藏的非均质性，使得后续注入段塞b可进入油藏中渗、低渗区域，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1％-2％，十二烷基磺酸钠质量比为3％-4％，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1.2％-1.8％：3.2％-3.8％，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1.5％：3.5％，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，可进入中渗、低渗区域进行表面活性剂驱，以减少中渗、低渗区域残余油对油藏造成的封堵，增强其导流能力，从而实现双段塞协同作用，提高高渗砂岩油藏石油采收率。
一种高渗砂岩油藏双段塞复配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0.3pv，注入段塞b以及进行后续注采作业。
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0.2-0.3pv，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、针对高渗砂岩油藏提高采收率技术需求，本发明提出一种复配聚合物型调剖剂，其特征在于，段塞a调剖剂分子线团尺寸分部较宽，并可与油藏中黏土颗粒、细小的砂体或不溶悬浮物结合，形成绕核式分子线团，段塞a中间苯二酚和椰子油脂肪酸二乙醇酰胺可增加聚丙烯酰胺分子线团外围基团的活性，使得段塞a与砂岩相接触部分具有较大的粘性，实现对高渗砂岩油藏封堵。
2、复配聚合物的方式及配方中应用的添加剂可使聚合物体系的矿化度适应性增强，可适应矿化度500mg/l-35000mg/l的配制水。
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，改善高渗砂岩油藏非均质性、采出程度低、吸水指数低等问题，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高渗砂岩油藏采收率低、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500*104、1000*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；间苯二酚为广东翁江化学试剂有限公司生产，分析纯；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，用以模拟生产中使用的水源水。
3、具体药剂应用量为：
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500*104、1000*104、2500*104，其质量比为20：35：45；复配聚合物、乙酸铬、乌洛托品、间苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺的质量比为0.3％：0.047％：0.025％：0.05％：0.065％，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1.5％：3.5％，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、1500*10-3μm2、3000*10-3μm2，通过非均质岩心对高渗砂岩油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，50℃情况下粘度40mpa.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0.2pv，记录注入调剖剂时的压力，静置60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调剖作用明显，封堵率达到了90％以上，说明使用水源水做配制水对调剖剂无负面影响。
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，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0.25pv，注完后放置72小时，随后注入配制水0.3pv、随后注入段塞b0.2pv，停泵；
(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，已改善模拟岩心非均质性，提高采收率25.86％，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500*104、1000*104、2500*104，其质量比为20：35：45；复配聚合物、乙酸铬、乌洛托品、间苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺的质量比为0.25％：0.04％：0.02％：0.04％：0.05％，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％：3％，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、1500*10-3μm2、3000*10-3μm2，通过非均质岩心对高渗砂岩油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，温度70℃时粘度为30mpa.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0.3pv，记录注入调剖剂时的压力，静置72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调剖效果明显，封堵率达到了90％以上，说明使用油田污水做配制水对调剖剂无负面影响。
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，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0.2pv，注完后放置48小时，随后注入配制水0.3pv、随后注入段塞b0.3pv，停泵；
(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，已改善模拟岩心非均质性，提高采收率28.14％，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500*104、1000*104、2500*104，其质量比为20：35：45；复配聚合物、乙酸铬、乌洛托品、间苯二酚、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺的质量比为0.35％：0.055％：0.03％：0.06％：0.08％，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2％：4％，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、1500*10-3μm2、3000*10-3μm2，通过非均质岩心对高渗砂岩油藏进行模拟。
5、驱替油为原油，温度30℃时粘度为46mpa.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0.25pv，记录注入调剖剂时的压力，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调剖效果明显，封堵率达到了90％以上，说明使用油田污水做配制水对调剖剂无负面影响。
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，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0.25pv，注完后放置60小时，随后注入配制水0.3pv、随后注入段塞b0.25pv，停泵；
(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，已改善模拟岩心非均质性，提高采收率26.95％，说明本发明调剖剂可改善油藏非均质性，调剖效果明显。