一種低滲砂巖油藏鉻鋁離子復配調剖劑及其使用方法與流程
2023-12-09 16:13:56 1
本發明涉及一種低滲砂巖油藏鉻鋁離子復配調剖劑及其使用方法，該調剖劑可改善儲層適應性，進而可提高低滲砂巖油藏增油效果，屬於油田應用化學劑領域。
背景技術：
關於低滲砂巖油藏的定義，國內外有多種方案，它隨著經濟文化技術的改變而改變。我國學者根據油層平均滲透率把低滲透油田分為3類：①一般低滲透油田—油層平均滲透率為(50～10.1)*10-3μm2；②特低滲透油田—油層平均滲透率為(10.0～1.1)*10-3μm2；③超低滲透油田—油層平均滲透率為(1.0～0.1)*10-3μm2。
隨著油氣勘探工作的不斷深入，勘探程度的逐年提高，油氣勘探難度亦愈來愈大，非常規油氣資源已成為勘探開發的熱點。低滲砂巖油藏由於油層分布複雜，在實際開發過程中具有以下弊端：
1、低滲砂巖油藏具有滲透率低、孔喉狹窄和微裂縫發育的特徵，並具有一定的非均質性。
2、由於溫度、壓力等因素的影響，容易造成水驅過程中發生水竄、指進、無效水循環以及黏土膨脹等現象。
3、作業過程中，儲層極易受到外來不配伍流體的傷害，同時由於溫度、壓力等因素的影響，容易造成蠟質、膠質、瀝青質在近井地帶沉積，形成有機堵塞。
4、然而傳統對低滲砂巖油藏的研究主要集中在酸化、壓裂等工藝，對低滲砂巖油藏調剖研究較少。
針對低滲砂巖油藏提高採收率技術需求，本發明提供一種應用於低滲砂巖油藏的鉻鋁離子交聯復配聚合物型調剖劑，用於解決上述提出的問題。
技術實現要素：
本發明的目的在於提供一種低滲砂巖油藏鉻鋁離子復配調剖劑及其使用方法，通過雙段塞形式注入低滲砂巖油藏，前置段塞為多分子復配型聚合物，可與油藏中不溶懸浮物顆粒相結合，形成繞核式分子線團型聚合物，對油藏微裂縫、大孔道實施選擇性封堵；後置段塞為低粘度復配聚合物，並加入適量黏土穩定劑及表面活性劑，對未經封堵區域實施調驅，可抑制低滲砂巖油藏黏土膨脹現象，改善蠟質、膠質、瀝青質在近井地帶沉積；本發明可改善油藏非均質性，增加後續水驅波及係數，抑制低滲砂巖油藏死油區形成，以改善傳統採油方法對低滲砂巖油藏採收率低、經濟效益差等弊端；本發明調剖劑配製方法簡單，可適應礦化度500-35000mg/l的配製水，並且原料廉價易得。
為達到上述目的，本發明採用如下技術方案。
一種低滲砂巖油藏鉻鋁離子復配調剖劑，其主要成分為：部分水解聚丙烯醯胺相對分子量分別為500*104、800*104、1000*104，乙酸鉻，三氯化鋁，n,n-亞甲基雙丙烯醯胺，六偏磷酸鈉，黏土穩定劑，全氟烷基甜菜鹼，椰子油脂肪酸二乙醇醯胺，十二烷基磺酸鈉，水楊酸，氟矽酸鈉；其中黏土穩定劑具體可為氯化銨、十二烷基三甲基氯化銨以及其他適用於低滲砂巖油藏的黏土穩定劑；針對低滲砂巖油藏，設計雙段塞式調剖劑，以下用段塞a調剖劑和段塞b調剖劑來進行描述。
段塞a調剖劑包括復配聚合物和添加劑；其中，復配聚合物由三種不同分子質量的部分水解聚丙烯醯胺組成，分子質量分別為500*104、800*104、1000*104，其質量比為50：35：15；添加劑包括乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯醯胺、六偏磷酸鈉；段塞a調剖劑中，復配聚合物質量比為0.05％-0.15％，乙酸鉻質量比為0.05％-0.1％，三氯化鋁質量比為0.02％-0.07％，n,n-亞甲基雙丙烯醯胺質量比為0.02％-0.07％，六偏磷酸鈉質量比為0.1％-0.15％，餘下組分為配製水。
優選地，段塞a調剖劑中，復配聚合物、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯醯胺、六偏磷酸鈉質量比為0.07％-0.13％：0.06％-0.09％：0.03％-0.06％：0.03％-0.06％：0.11％-0.14％，餘下組分為配製水。
更優選地，段塞a調剖劑中，復配聚合物、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯醯胺、六偏磷酸鈉質量比為0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，餘下組分為配製水。
段塞a主要作用機理為：通過不同分子質量部分水解聚丙烯醯胺與鉻鋁離子交聯，形成分子線團結構聚合物，在注入油藏後，首先流入相對滲透率高的大孔道、微裂縫，並與油藏中的黏土顆粒、不溶懸浮物相結合，形成繞核式分子線團結構，可對低滲砂巖油藏中大孔道、微裂縫實施封堵；段塞a中n,n-亞甲基雙丙烯醯胺作為一種輔助型堵水劑及輔助型交聯劑，可增加聚丙烯醯胺分子線團外圍基團的活性，使得段塞a與砂巖相接觸部分具有較大的粘性；六偏磷酸鈉起到分散劑作用，可使復配聚合物體系分子間分布更為均勻，增加分子線團外圍吸附力，從而提高調剖劑在低滲砂巖油藏中的封堵效果；段塞a主要用作封堵低滲砂巖油藏中的微裂縫或大孔道，改善低滲砂巖油藏的非均質性，從而提高後續注入段塞b的驅油效果。
段塞b調剖劑包括復配聚合物和添加劑；其中，復配聚合物由三種不同分子質量部分水解聚丙烯醯胺組成，分子質量分別為500*104、800*104、1000*104，其質量比為80：15：5；添加劑包括黏土穩定劑、全氟烷基甜菜鹼、椰子油脂肪酸二乙醇醯胺、十二烷基磺酸鈉、乙酸鉻、三氯化鋁、水楊酸、氟矽酸鈉；段塞b調剖劑中，復配聚合物質量比為0.02％-0.08％，黏土穩定劑質量比為0.2％-0.3％，全氟烷基甜菜鹼質量比為0.1％-0.2％，椰子油脂肪酸二乙醇醯胺質量比為0.05％-0.15％，十二烷基磺酸鈉質量比為0.05％-0.15％，乙酸鉻質量比為0.01％-0.03％，三氯化鋁質量比為0.01％-0.03％，水楊酸質量比為0.02％-0.03％，氟矽酸鈉質量比為0.02％-0.07％，餘下組分為配製水。
優選地，段塞b調剖劑中，復配聚合物、黏土穩定劑、全氟烷基甜菜鹼、椰子油脂肪酸二乙醇醯胺、十二烷基磺酸鈉、乙酸鉻、三氯化鋁、水楊酸、氟矽酸鈉的質量比為0.04％-0.06％：0.22％-0.28％：0.12％-0.18％：0.07％-0.13％：0.07％-0.13％：0.01％-0.03％：0.01％-0.03％：0.022％-0.028％：0.03％-0.06％，餘下組分為配製水。
更優選地，段塞b調剖劑中，復配聚合物、黏土穩定劑、全氟烷基甜菜鹼、椰子油脂肪酸二乙醇醯胺、十二烷基磺酸鈉、乙酸鉻、三氯化鋁、水楊酸、氟矽酸鈉的質量比為質量比為0.05％：0.25％：0.15％：0.1％：0.1％：0.02％：0.02％：0.025％：0.05％，餘下組分為配製水。
段塞b主要作用機理為，通過較低質量分數的部分水解聚丙烯醯胺與鉻鋁離子交聯形成復配聚合物，具有低粘度、流動性強、抗剪切性特徵；氟矽酸鈉作為延時劑可延長成膠時間，使聚合物以較低粘度進入油藏後緩慢成膠，實施調驅；段塞b中含有適量的黏土穩定劑，在實施聚合物驅的過程中可有效減少黏土膨脹現象的發生；水楊酸起到調節基液酸度作用,在配置過程中首先加入，使其與配製水中金屬離子相結合，減少由於配製水中礦化度高引起的沉澱、絮凝作用，同樣具有一定的交聯作用；全氟烷基甜菜鹼、椰子油脂肪酸二乙醇醯胺和十二烷基磺酸鈉作為表面活性劑，加入調剖劑中注入油藏，可改善蠟質、膠質、瀝青質在近井地帶沉積的現象，並可改善砂巖油藏的親水性，達到聚驅提高採收率的目的，表面活性劑在段塞b配製過程中最後加入，以避免在配置過程中與水楊酸反應發生降解；在段塞a對低滲砂巖油藏封堵後，段塞b可對原本封堵前水驅難以波及的孔道進行驅替，可針對性控制低滲砂巖油藏水驅過程中發生水竄、指進、無效水循環以及黏土膨脹等現象，實現雙段塞協同作用，達到聚驅提高採收率的目的。
一種低滲砂巖油藏鉻鋁離子復配調剖劑的使用方法，其特徵在於，包括以下步驟：
步驟1.結合油田實際生產數據設計調剖劑注入量、注入速度以及其他注入參數；
步驟2.對配製水進行暴氧處理，配製水採用油田汙水或水源水，將配製水中溶解氧含量降低至3mg/l以下；
步驟3.溫度範圍15-55℃條件下，在混合容器中，向配製水中加入部分水解聚丙烯醯胺，勻速攪拌2-3小時，隨後向配製水中加入添加劑，勻速攪拌2-3小時，得調剖劑；
步驟4.將注水井與混合容器及增壓裝置連接，啟動增壓裝置，將調剖劑注入油藏；
步驟5.段塞a調剖劑注入量達到預設範圍後靜止24-48小時使調剖劑充分成膠；
步驟6.注入驅替水0.4pv，注入段塞b調剖劑，靜止48-72小時使調剖劑充分成膠，隨後進行後續注採作業。
調剖劑具體注入量為：首先向油藏或巖心中注入段塞a調剖劑0.2pv，等待24-48小時使段塞a調剖劑充分成膠，隨後向油藏或巖心中注入驅替水0.4pv，隨後向油藏或巖心中注入段塞b調剖劑0.5-0.7pv，等待48-72小時讓段塞b調剖劑充分成膠，隨後進行後續水驅。
本發明相對於現有技術其優點在於：
1、段塞a中，通過不同分子質量的部分水解聚丙烯醯胺與鉻鋁離子交聯，形成分子線團結構聚合物，在注入油藏後，首先流入相對滲透率高的大孔道、微裂縫，並與油藏中的黏土顆粒、不溶懸浮物相結合，形成繞核式分子線團結構，可對低滲砂巖油藏中大孔道、微裂縫實施封堵。
2、段塞b通過較低質量分數的部分水解聚丙烯醯胺與鉻鋁離子交聯形成復配聚合物，具有低粘度、流動性強、抗剪切性特徵，既可以發揮調剖作用，又可以發揮驅油作用，並可抑制低滲砂巖油藏水驅過程中發生水竄、指進、無效水循環等現象。
3、段塞b中全氟烷基甜菜鹼、椰子油脂肪酸二乙醇醯胺和十二烷基磺酸鈉作為表面活性劑，加入調剖劑中注入油藏，可有效解決蠟質、膠質、瀝青質在近井地帶沉積的現象，並改善砂巖油藏的親水性。
4、鉻鋁離子交聯復配聚合物的方式及配方中應用的添加劑可使聚合物體系的礦化度適應性增強，可適應礦化度500mg/l-35000mg/l的配製水。
5、本發明通過雙段塞注入形式，改善低滲砂巖油藏非均質性、採出程度低，增加後續水驅波及係數，抑制死油區生成，以改善傳統採油方法對低滲砂巖油藏採收率低、經濟效益差等弊端。
具體實施方式
下述實施例中所使用的實驗方法如無特殊說明，均為常規方法。
下述實施例中使用的部分水解聚丙烯醯胺為中國石油大慶煉化公司生產，相對分子質量為500*104、800*104、1000*104，有效質量分數為90％；乙酸鉻為山東西亞化學工業有限公司生產，分析純；三氯化鋁為濟寧宏明化學試劑有限公司生產，分析純；n,n-亞甲基雙丙烯醯胺為南京化學試劑股份有限公司生產，cp,98％；六偏磷酸鈉為山東鼎欣生物科技有限公司生產，98％；氯化銨為南京化學試劑股份有限公司生產，規格：acs，99.5％；十二烷基三甲基氯化銨為南京化學試劑股份有限公司生產，純度98％；全氟烷基甜菜鹼為武漢賽沃爾化工有限公司生產，含量：≥98％；椰子油脂肪酸二乙醇醯胺為山東小野化學股份有限公司生產，分析純；十二烷基磺酸鈉為南京化學試劑股份有限公司生產，分析純ar；水楊酸為南京化學試劑股份有限公司生產，分析純；氟矽酸鈉為廣東翁江化學試劑有限公司生產，分析純ar。
通過室內巖心實驗方法對調剖劑封堵效果進行評價，具體如下：
實施例一：
1、調剖劑使用方法：(1)首先對配製水進行暴氧處理，將配製水中溶解氧含量降低至3mg/l以下；(2)在溫度15℃條件下，向配製水中加入部分水解聚丙烯醯胺並勻速攪拌2小時，隨後向配製水中加入添加劑，並勻速攪拌3小時，獲得調剖劑；(3)配製完成後將調剖劑直接注入巖心。
2、配製水，通過向蒸餾水中加入nacl調節至礦化度為500mg/l，用以模擬生產中使用的水源水。
3、具體藥劑應用量為：
段塞a：復配聚合物由三種不同分子質量的部分水解聚丙烯醯胺組成，分子質量分別為500*104、800*104、1000*104，其質量比為50：35：15；復配聚合物、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯醯胺、六偏磷酸鈉質量比為0.1％：0.075％：0.045％：0.045％：0.12％，餘下組分為配製水。
段塞b：復配聚合物由三種不同分子質量部分水解聚丙烯醯胺組成，分子質量分別為500*104、800*104、1000*104，其質量比為80：15：5；復配聚合物、氯化銨、全氟烷基甜菜鹼、椰子油脂肪酸二乙醇醯胺、十二烷基磺酸鈉、乙酸鉻、三氯化鋁、水楊酸、氟矽酸鈉的質量比為0.05％：0.25％：0.15％：0.1％：0.1％：0.02％：0.02％：0.025％：0.05％，餘下組分為配製水。
4、具體巖心製造規模如下表：
實驗用巖心為石英砂環氧樹脂膠結三層非均質人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率分別為10*10-3μm2、30*10-3μm2、50*10-3μm2，並在巖心製造過程中加入5％體積分數的nacl，用以模擬油藏微裂縫；通過人工製造非均質巖心對低滲砂巖油藏進行模擬。
5、驅替油為原油，40℃情況下粘度35mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅，水驅用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅替水排出，隨後像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬油藏中不溶懸浮物，注完後將巖心取出；
(2)將待使用的巖心放入70℃恆溫箱中烘乾至恆重，取出冷卻後稱量其質量，記為m1；
(3)將烘乾後的巖心放入真空抽汲器中飽和配製水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質量記為m2；
(4)將飽和配置水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然後以0.4ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩定時記錄該壓力和流量；
(5)向巖心中正向注入段塞a調剖劑0.2pv，記錄注入調剖劑時壓力，靜置24小時待用；
(6)以2ml/min的速度進行水驅，記錄出口端出第一滴水時的突破壓力，待壓力穩定時記錄該壓力和流量；
(7)全程實驗在40℃恆溫情況下進行，根據記錄結果計算出原始滲透率、堵後滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力係數。
7、封堵性能評價如下表
堵前滲透率為三層非均值巖心整體滲透率，從上述結果中可得出，段塞a調剖劑對三層非均值巖心具有弱封堵性，調剖劑在巖心中為可移動的，為後續注入段塞b留有驅替通道。
8、驅油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅，水驅用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅替水排出，隨後像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬油藏中不溶懸浮物，將巖心取出；
(2)將待使用的巖心放入70℃恆溫箱中烘乾至恆重，取出冷卻後稱量其質量，記為m3；
(3)將烘乾後的巖心放入真空抽汲器中飽和配置水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質量記為m4；
(4)以1.5ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅至出口端不再出水時停泵，記錄累計出水量，靜置4小時待用；
(5)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實驗在40℃恆溫情況下進行，以2ml/min的速度進行水驅油，驅至出口端不再出油時停泵，記錄出油量及採收率；
(6)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調剖劑0.2pv，注完後放置24小時，隨後注入配製水0.4pv、隨後注入段塞b調剖劑0.5pv，停泵，靜置48小時待用；
(7)進行正向水驅實驗，驅至含水98％時停止實驗，記錄出油量，並計算各巖心最終採收率值。
9、驅油能力評價如下表：
從上述數據得知，使用模擬水源水配製調剖劑，在模擬油藏40℃情況下進行驅替實驗，對三層非均質巖心實施調剖後，已改善模擬巖心非均質性，提高採收率24.77％，說明本發明調剖劑可改善油藏非均質性，調剖效果明顯。
實施例二：
1、調剖劑使用方法：(1)首先對配製水進行暴氧處理，將配製水中溶解氧含量降低至3mg/l以下；(2)在溫度35℃條件下，向配製水中加入部分水解聚丙烯醯胺並勻速攪拌2.5小時，隨後向配製水中加入添加劑，並勻速攪拌2.5小時，獲得調剖劑；(3)配製完成後將調剖劑直接注入巖心。
2、配製水，通過向蒸餾水中加入nacl調節至礦化度為8000mg/l，用以模擬實際生產中使用的油田汙水。
3、具體藥劑應用量為：
段塞a：復配聚合物由三種不同分子質量的部分水解聚丙烯醯胺組成，分子質量分別為500*104、800*104、1000*104，其質量比為50：35：15；復配聚合物、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯醯胺、六偏磷酸鈉質量比為0.05％：0.05％：0.02％：0.02％：0.1％，餘下組分為配製水。
段塞b：復配聚合物由三種不同分子質量部分水解聚丙烯醯胺組成，分子質量分別為500*104、800*104、1000*104，其質量比為80：15：5；復配聚合物、黏土穩定劑、全氟烷基甜菜鹼、椰子油脂肪酸二乙醇醯胺、十二烷基磺酸鈉、乙酸鉻、三氯化鋁、水楊酸、氟矽酸鈉的質量比為0.02％：0.2％：0.1％：0.05％：0.05％：0.01％：0.01％：0.02％：0.02％，餘下組分為配製水。
4、具體巖心製造規模如下表：
實驗用巖心為石英砂環氧樹脂膠結三層非均質人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率分別為10*10-3μm2、30*10-3μm2、50*10-3μm2，並在巖心製造過程中加入5％體積分數的nacl，用以模擬油藏微裂縫；通過人工製造非均質巖心對低滲砂巖油藏進行模擬。
5、驅替油為原油，55℃情況下粘度32mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅，水驅用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅替水排出，隨後像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬油藏中不溶懸浮物，注完後將巖心取出；
(2)將待使用的巖心放入70℃恆溫箱中烘乾至恆重，取出冷卻後稱量其質量，記為m5；
(3)將烘乾後的巖心放入真空抽汲器中飽和配製水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質量記為m6；
(4)將飽和配置水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然後以0.4ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩定時記錄該壓力和流量；
(5)向巖心中正向注入段塞a調剖劑0.2pv，記錄注入調剖劑時壓力，靜置24小時待用；
(6)以2ml/min的速度進行水驅，記錄出口端出第一滴水時的突破壓力，待壓力穩定時記錄該壓力和流量；
(7)全程實驗在55℃恆溫情況下進行，根據記錄結果計算出原始滲透率、堵後滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力係數。
7、封堵性能評價如下表
堵前滲透率為三層非均值巖心整體滲透率，從上述結果中可得出，段塞a調剖劑對三層非均值巖心具有弱封堵性，調剖劑在巖心中為可移動的，為後續注入段塞b留有驅替通道。
8、驅油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅，水驅用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅替水排出，隨後像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬油藏中不溶懸浮物，將巖心取出；
(2)將待使用的巖心放入70℃恆溫箱中烘乾至恆重，取出冷卻後稱量其質量，記為m7；
(3)將烘乾後的巖心放入真空抽汲器中飽和配置水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質量記為m8；
(4)以1.5ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅至出口端不再出水時停泵，記錄累計出水量，靜置4小時待用；
(5)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實驗在55℃恆溫情況下進行，以2ml/min的速度進行水驅油，驅至出口端不再出油時停泵，記錄出油量及採收率；
(6)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調剖劑0.2pv，注完後放置36小時，隨後注入配製水0.4pv、隨後注入段塞b調剖劑0.6pv，停泵，靜置60小時待用；
(7)進行正向水驅實驗，驅至含水98％時停止實驗，記錄出油量，並計算各巖心最終採收率值。
9、驅油能力評價如下表：
從上述數據得知，使用模擬油田汙水配製調剖劑，在模擬油藏55℃情況下進行驅替實驗，對三層非均質巖心實施調剖後，已改善模擬巖心非均質性，提高採收率25.37％，說明本發明調剖劑可改善油藏非均質性，調剖效果明顯。
實施例三：
1、調剖劑使用方法：(1)首先對配製水進行暴氧處理，將配製水中溶解氧含量降低至3mg/l以下；(2)在溫度55℃條件下，向配製水中加入部分水解聚丙烯醯胺並勻速攪拌3小時，隨後向配製水中加入添加劑，並勻速攪拌2小時，獲得調剖劑；(3)配製完成後將調剖劑直接注入巖心。
2、配製水，通過向蒸餾水中加入可溶性鹽類調節礦化度，最終礦化度為35000mg/l，用以模擬實際生產中使用的油田汙水。
3、具體藥劑應用量為：
段塞a：復配聚合物由三種不同分子質量的部分水解聚丙烯醯胺組成，分子質量分別為500*104、800*104、1000*104，其質量比為50：35：15；復配聚合物、乙酸鉻、三氯化鋁、n,n-亞甲基雙丙烯醯胺、六偏磷酸鈉質量比為0.15％：0.1％：0.07％：0.07％：0.15％，餘下組分為配製水。
段塞b：復配聚合物由三種不同分子質量部分水解聚丙烯醯胺組成，分子質量分別為500*104、800*104、1000*104，其質量比為80：15：5；復配聚合物、黏土穩定劑、全氟烷基甜菜鹼、椰子油脂肪酸二乙醇醯胺、十二烷基磺酸鈉、乙酸鉻、三氯化鋁、水楊酸、氟矽酸鈉的質量比為0.08％：0.3％：0.2％：0.15％：0.15％：0.03％：0.03％：0.03％：0.07％，餘下組分為配製水。
4、具體巖心製造規模如下表：
實驗用巖心為石英砂環氧樹脂膠結三層非均質人造巖心，具體尺寸為4.5cm*4.5cm*30cm，氣測滲透率分別為10*10-3μm2、30*10-3μm2、50*10-3μm2，並在巖心製造過程中加入5％體積分數的nacl，用以模擬油藏微裂縫；通過人工製造非均質巖心對低滲砂巖油藏進行模擬。
5、驅替油為原油，75℃情況下粘度26mpa.s。
6、封堵性能測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅，水驅用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅替水排出，隨後像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬油藏中不溶懸浮物，注完後將巖心取出；
(2)將待使用的巖心放入70℃恆溫箱中烘乾至恆重，取出冷卻後稱量其質量，記為m9；
(3)將烘乾後的巖心放入真空抽汲器中飽和配製水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質量記為m10；
(4)將飽和配置水的巖心放入巖心夾持器中，加圍壓4mpa，然後以0.4ml/min的速度向巖心中注入配置水，待壓力穩定時記錄該壓力和流量；
(5)向巖心中正向注入段塞a調剖劑0.2pv，記錄注入調剖劑時壓力，靜置24小時待用；
(6)以2ml/min的速度進行水驅，記錄出口端出第一滴水時的突破壓力，待壓力穩定時記錄該壓力和流量；
(7)全程實驗在75℃恆溫情況下進行，根據記錄結果計算出原始滲透率、堵後滲透率、封堵率、突破壓力梯度、阻力係數。
7、封堵性能評價如下表
堵前滲透率為三層非均值巖心整體滲透率，從上述結果中可得出，段塞a調剖劑對三層非均值巖心具有弱封堵性，調剖劑在巖心中為可移動的，為後續注入段塞b留有驅替通道。
8、驅油能力測試操作步驟如下：
(1)將待使用巖心放入巖心夾持器，正向水驅，水驅用水為蒸餾水，直至巖心中nacl全部溶解隨驅替水排出，隨後像巖心中注入10mg/l高嶺土(粒徑0.5μm-2μm)混合水0.2pv，用以模擬油藏中不溶懸浮物，將巖心取出；
(2)將待使用的巖心放入70℃恆溫箱中烘乾至恆重，取出冷卻後稱量其質量，記為m11；
(3)將烘乾後的巖心放入真空抽汲器中飽和配置水，觀察巖心表面無氣泡生成時停止抽汲，將巖心取出擦拭去表面水，稱重，質量記為m12；
(4)以1.5ml/min的速度向巖心中飽和原油，驅至出口端不再出水時停泵，記錄累計出水量，靜置4小時待用；
(5)將飽和完原油的巖心放入巖心夾持器，全程實驗在55℃恆溫情況下進行，以2ml/min的速度進行水驅油，驅至出口端不再出油時停泵，記錄出油量及採收率；
(6)以0.9ml/min的速度正向注入段塞a調剖劑0.2pv，注完後放置48小時，隨後注入配製水0.4pv、隨後注入段塞b調剖劑0.7pv，停泵，靜置72小時待用；
(7)進行正向水驅實驗，驅至含水98％時停止實驗，記錄出油量，並計算各巖心最終採收率值。
9、驅油能力評價如下表：
從上述數據得知，使用模擬油田汙水配製調剖劑，在模擬油藏75℃情況下進行驅替實驗，對三層非均質巖心實施調剖後，已改善模擬巖心非均質性，提高採收率25.65％，說明本發明調剖劑可改善油藏非均質性，調剖效果明顯。