阅读说明：本技术 一种油基选择性暂堵剂 (Oil-based selective temporary plugging agent ) 是由 王瑞琳 金发扬 于 2020-06-17 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种油基选择性暂堵剂,本发明的暂堵剂由以下原料制成：油溶性树脂主剂、过氧化物交联剂、氢过氧化物破胶剂和柴油,在除氧以及搅拌的条件下,取适量主剂,将其溶解在油性溶剂中,继续加入交联剂和破胶剂,搅拌后配制溶液,本发明的暂堵剂油水选择性强,对油层的暂堵率达到98％以上,突破压力梯度高,暂堵效果明显,解堵率高,能够达到95％以上；同时其溶液配制方法简单,配制时间短。(The invention discloses an oil-based selective temporary plugging agent, which is prepared from the following raw materials: under the conditions of deoxidization and stirring, taking a proper amount of main agent, dissolving the main agent in an oily solvent, continuously adding a crosslinking agent and a gel breaker, and stirring to prepare a solution, wherein the temporary plugging agent has strong oil-water selectivity, has a temporary plugging rate of over 98 percent on an oil layer, has high breakthrough pressure gradient, obvious temporary plugging effect and high plugging removal rate which can reach over 95 percent; meanwhile, the solution preparation method is simple and the preparation time is short.)

一种油基选择性暂堵剂

技术领域

本发明涉及油田化学技术领域，具体涉及一种油基选择性暂堵剂的合成。

背景技术

随着油田开发进入中后期，面临着注入水沿水相渗透率高的高渗层窜流，无法波及到含油饱和度较高的低渗层的问题，常规的水基堵剂，由于选择性不强，在封堵水层的同时，即使少量进入油层也会造成严重污染，甚至堵死油层，因此，国内学者提出暂堵剂配套高强度堵剂的配套暂堵选择性堵水技术，即在注入封堵水层的高强度堵剂之前，先低速注入封堵油层的暂堵剂，暂堵剂选择性进入油层并且成胶，以确保后续的高强度堵剂顺利进入水层，而暂堵剂会在之后破胶并且随着原油一起采出。

暂堵剂，如其名是一种具有暂时封堵地层作用的化学剂，由调剖堵水剂发展而来。一般应用于油井作业，钻井，修井，压井等，保护非目的层不受工作液污染，也称为油气层保护剂，暂堵技术也应用于调剖堵水或酸化，酸压；使压裂液，酸液等工作液转向，从而使驱替液或酸液流向目标地层。因此也称为转向剂。

我国暂堵技术发展开始于上个世纪80年代，许多方法沿用了传统的堵水技术。随着70-80年代化学堵水技术的发展，暂堵剂得到广泛开发和应用，90年代初，以细目CaCO₃、油溶性树脂为主的保护油田类型的暂堵剂得到快速的发展和应用；后来随着井内含水量不断提高，人们开始了研制迫使液流转向的纤维素暂堵剂，在油藏深部调整吸水剖面；21世纪以来，暂堵剂越来越向高适应性，高选择性，高环保性，低成本的趋势发展。

目前，国内大部分油田进入中、高含水阶段，这就造成了注入水沿着水相渗透率高的水流通道流动，形成“窜流”现象，导致注入水无法波及含油饱和度高低渗地层，水驱效率低下，为了启动低渗层，就需要对高渗层进行封堵，对于油水同层的非均质油藏，应用笼统注入技术注入堵剂，即使少量堵剂进入油层也会造成地层损害，甚至完全堵死油流通道，这就需要使用暂堵保护技术，暂堵剂可以暂时封堵油层使后续堵剂只封堵高渗区域，不封堵低渗区域，从而起到保护储层的目的，然后随着时间推移，暂堵剂破胶与原油混相，随着开采排出地层。

我国常用的暂堵剂均为水基的，即溶剂或分散介质都是水，缺点就是选择性很有限，在进入油层时也会进入水层，从而影响后续堵剂进入水层。而油基暂堵剂就是利用它油相渗透率高的特性，自动优先进入油层，对于含油饱和度高的潜力油层，油基暂堵剂智能进入，实现保护潜力油层的目的。而对于高含水层来说，含油饱和度很低，甚至达到残余油饱和度，油基暂堵剂进入量很少，即使进入少量也会被地层水稀释而不成胶。对于后续高强度堵剂的进入不会产生影响。

发明内容

鉴于以上技术问题，本发明的目的是针对现有技术的缺陷，提供了一种油水选择性强的用于堵水前暂堵油层的暂堵剂。

本发明采用以下技术方案为：

一种油基选择性暂堵剂，以重量比计，以油性溶剂为基准，由以下原料合成：

主剂：2.3％～2.8％，

交联剂：2.7％～2.9％，

破胶剂：0.5％～0.7％，

所述主剂为油溶性树脂，优选为氢化石油树脂、酚醛树脂、丁苯橡胶或聚乙烯树脂中的至少一种，所述交联剂为过氧化二异丙苯或过氧化二叔丁基中的一种；所述破胶剂为过氧化氢异丙苯；所述油性溶剂为柴油。

当本暂堵剂用于温度为100-120℃的地层时，采用的交联剂为过氧化二异丙苯，当本暂堵剂用于温度为120-150℃的地层时，采用的交联剂过氧化二叔丁基。

本发明还提供了一种油基选择性暂堵剂的制备方法，其步骤包括：在通氮气除氧以及搅拌的条件下，取适量主剂，将其溶解在油性溶剂中，后续加入交联剂和破胶剂，在400r/min的速度下搅拌15min，即可得本发明暂堵剂。

本发明的有益效果是：

本发明的暂堵剂油水选择性强，对油层的暂堵率达到95％以上，突破压力高，暂堵效果明显，解堵率高，达到90％以上；本发明暂堵剂的制备方法简单，仅需简单的搅拌设备以及除氧设备即可进行生产，不涉及升温或加压设备，生产成本低，安全性高，同时本发明的制备周期短，在混合均匀后仅需搅拌十余分钟即可，具有广阔的应用前景以及较好的经济效益和实际应用价值。

说明书附图

图1为注入本发明暂堵剂的高低渗并联岩心的分流量折线对比图；

图2为未注入本发明暂堵剂的高低渗并联岩心的分流量折线对比图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

(一)实施例

实施例1

常温下，在反应器中加入100g柴油，持续通氮气除氧并搅拌，取氢化石油树脂2.5g加入反应器中，待完全溶解后，在反应器中加入2.8g过氧化二异丙苯、过氧化氢异丙苯0.5g，在400r/min速度下搅拌15分钟，即得到本发明暂堵剂A1。

采用上述原料制备的暂堵剂适用于温度为100-120℃的地层。

实施例2

常温下，在反应器中加入100g柴油，持续通氮气除氧并搅拌，取丁苯橡胶2.8g加入反应器中，待完全溶解后，在反应器中继续加入2.8g过氧化二叔丁基、过氧化氢异丙苯0.6g，在400r/min速度下搅拌15分钟，即得到本发明暂堵剂A2。

采用上述原料制备的暂堵剂适用于温度为120-150℃的地层。

(二)性能测试

1、暂堵剂暂堵性能测试：取已知渗透率的人造岩心，通过平流泵以1.0ml/min饱和水，出口端出水并压力稳定后，反向以0.5ml/min速度饱和原油，最终达到模拟原始油层情况的目的。

将岩心放置在恒温烘箱内，以一定压力向岩心挤入0.3PV暂堵剂，等待成胶时间4h，然后反向水驱，当出口流出第一滴暂堵剂时，记录其驱替压力，根据该数值和人造岩心原渗透率计算出突破压力，当堵剂突破后，测量得出油相渗透率，根据该油相渗透率和岩心原渗透率计算出封堵率。在破胶剂的作用下，本暂堵剂在35-50小时后破胶，测量其渗透率，计算得出解堵率。突破压力、封堵率和解堵率的计算公式均为常用的计算公式。表1是分别取暂堵剂A1、A2在不同温度条件下的暂堵性能测试数据。

表1暂堵剂封堵性能测试数据

从表1中可以看出，在本发明的适用温度范围内，在单岩心实验中，本发明的封堵率可达98％，最终解堵率能够达到95％以上，同时其突破压力在15MPa/m以上，相对于同类产品来说，本发明的暂堵性能较好。

2、暂堵剂油水选择性测试：a、取高渗和低渗的两块人造岩心，放入岩心夹持器中，其中两个岩心通过相同的流入线连接，将流量分成两个部分。分别测量两个岩心的产液量。以测试暂堵剂的选择性暂堵效果。初始阶段高渗岩心以0.5ml/min饱和油，然后以1ml/min水驱油至含水98％。低渗岩心只以0.5ml/min饱和油，模拟地层高渗水流层与低渗含油层。

待进出口压力稳定后，计算两个岩心的初始水驱渗透率，注入暂堵剂前高渗岩心含水饱和度接近98％，低渗岩心含油饱和度接近100％，然后以0.5ml/min的速度注入0.3PV的暂堵剂，待4h-6h暂堵剂成胶后，以1.0ml/min速度水驱，分别测量两块岩心出口端流量，并计算分流率；在破胶剂的作用下，本暂堵剂在35-50小时后破胶，破胶后计算解堵率，评价暂堵剂的油水选择性能。表2是分别取暂堵剂A1、A2进行油水选择性性能测试的实验数据。

表2暂堵剂油水选择性测试

由表2数据分析可知，高渗含水岩心和低渗含油岩心并联设置后，同时注入本暂堵剂，在渗透率级差约为5的情况下，暂堵前低渗岩心的分流率分别为8.6％和9.8％，这是因为注入水在渗透率差异下大量进入高渗层，在注入暂堵剂后，低渗岩心的分流率降低到1.4％和1.8％，暂堵剂破胶后分流率几乎恢复至和暂堵前一样，甚至优于暂堵之前的分流率，这是由于暂堵剂破胶后与原油混相，增加了孔隙中油的体积，导致低渗岩心流出的液体比暂堵前更多，这表明本发明暂堵剂对地层还有调整油水剖面的优势。本发明的暂堵剂对低渗岩心的暂堵效果较好，选择性较强。而传统的水基暂堵剂，由于高渗岩心的水相渗透率高，在注入水基暂堵剂后，其会优先进入高渗层，造成暂堵剂的浪费同时影响后续高强度堵剂进入高渗层。

b、为了进一步验证本发明的实际应用效果，以A1为例，进行油田模拟堵水实验，采用2种渗透率共4块人造岩心进行模拟，以验证A1的强选择性暂堵效果，实验分为两组，两组的区别在于在第一组注入A1暂堵剂，第二组注入普通水基暂堵剂。实验所用高强度堵剂为：0.4％聚丙烯酰胺+0.4％有机铬交联剂，成胶时间约为2.5h，注入速度1ml/min。所用水基暂堵剂即烃类树脂颗粒和清水复配而成。

实验条件与方法为：

(1)以第一组实验为例，先将高渗岩心以0.5ml/min饱和油，然后以1ml/min水驱油以饱和水，模拟地下高渗储层；

(2)低渗岩心只以0.5ml/min饱和油，模拟地下低渗油层。将两块岩心并联后以1.0ml/min速度水驱至压力稳定，分别测量两块岩心出口端流量，并计算初始分流率。

(3)得到初始分流率之后，注入0.3PV的A1暂堵剂，候凝4h，之后注入1PV的高强度堵剂，侯凝2.5h，然后测试堵后分流率。

(4)第二组实验和第一组实验条件与方法相同，差别在于将A1暂堵剂换成常规的水基暂堵剂。两组实验均在110℃恒温下进行，岩心参数见表3。

表3双并联模拟实验岩心参数

岩心编号	长度(cm)	气测渗透率(mD)	饱和介质
				Z-1	10.25	261.4	水
Z-2	10.27	48.4	油
				Z-3	10.56	247.6	水
Z-4	10.97	46.7	油

最终实验结果如下图所示，从图1中可以看出，第一组并联岩心实验中，第6h开始注入A1暂堵剂之前低渗岩心分流率约为10％，4h后降低为1％左右，说明A1进入了低渗层并暂堵成功，第10h注入高强度堵剂，约2h后分流率发生反转，低渗层分流率约为98％-99％，高渗层分流率约为1％-2％。说明高强度堵剂几乎全部进入高渗层并产生封堵作用。

第二组并联岩心实验中，第6小时开始注入常规水基暂堵剂W1之前低渗岩心分流率约为10％，约4h后降低为7％,说明较之A1，W1暂堵剂进入低渗层的量要少，没有形成强效暂堵，第10h注入高强度堵剂，约2h后分流率发生反转，低渗层分流率约89％-90％，高渗层分流率约为10％-11％，这是由于W1的选择性不强，在进入低渗层同时进入了高渗层，暂堵剂成胶后使后续高强度堵剂不易进入高渗层，所以最终分流效果不如第一组实验明显。

本发明在上文已优选实施例公开，但是本领域的技术人员应理解的是，这些实施例仅用于描述本发明，而不应理解为限制本发明的范围。在不脱离本发明原理的前提下，对本发明的进一步改进也应视为在本发明的保护范围内。