CN104312560A - 一种高温低渗储层的凝胶堵水剂 - Google Patents

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Abstract

本发明提供给了一种高温低渗储层的凝胶堵水剂。该高温低渗储层的凝胶堵水剂包括2-20wt％的主剂，0.5-5wt％的交联剂，余量为水；其中，主剂包括主剂A和主剂B，主剂A包括2-丙烯酸-1,1-二甲基乙基酯、2,2-双(3,5-二溴-4-羟基苯基)丙烷、2,2′,6,6′-四溴双酚A；主剂B包括丙烯酰胺、水解聚丙烯酰胺或非水解聚丙烯酰胺；主剂A和主剂B的质量比为1：1-2。本发明提供的凝胶堵水剂适用于高温低渗储层，该堵水剂的基液粘度低，易于注入低渗储层的深部，交联后，粘弹性好，拉伸强度高，粘附力强，耐高温性能好，热稳定性好。

Description

一种高温低渗储层的凝胶堵水剂
技术领域
本发明涉及一种堵水剂，特别涉及一种适用于高温低渗储层的凝胶堵水剂，属于石油采油工程领域。
背景技术
油气田开发中后期，常常发生注入水或边、底水的窜进，使生产井遭到水淹甚至停产的现象。尤其是近些年，在油气藏勘探与开发领域，随着天然气开发的迅速发展与深入，气井出水问题日益凸显。相比油井来讲，气井出水更容易引起气井低产或停产，尤其对于高温、低渗的气井，如何进行有效控水，目前国内外可借鉴的相关技术甚少。
现有的化学堵水剂普遍存在耐温性差、凝胶强度较弱、稳定期较短等缺点，而硅酸盐类堵水剂，易与储层的钙、镁等离子反应生成沉淀，无法实施化学解垢，对地层会造成永久的伤害，从而限制了该类堵水剂的使用。目前国内外适用120℃以上的高温、低渗储层的化学堵水剂少之又少，国外在高温气藏水平井堵水作业中，较成功地使用了PAtBA聚合物堵水，该堵水剂利用丙烯酰胺与丙烯酸叔丁酯的共聚物作为主剂，将共聚物和交联剂注入地下发生交联反应，形成凝胶，封堵水层，但是该堵水剂存在一些不足：基液粘度较高，不易于注入低渗储层，而且凝胶强度较弱，对基质的吸附能力也弱。
因此，急需研发适用于高温低渗储层、粘度低、易于配注入储层深部、在地下进行共聚交联、凝胶强度高、对基质吸附能力强的化学堵水剂。
发明内容
为了解决上述问题，本发明的目的在于提供一种适用于高温低渗储层的凝胶堵水剂，该堵水剂的粘弹性好，强度高，粘附力强，易于注入低渗储层的深部，耐高温性强，具有自愈合能力。
为了达到上述目的，本发明提供了一种高温低渗储层的凝胶堵水剂，该高温低渗储层的凝胶堵水剂包括2-20wt％的主剂，0.5-5wt％的交联剂，余量为水；其中，主剂包括主剂A和主剂B，主剂A包括2-丙烯酸-1,1-二甲基乙基酯、2,2-双(3,5-二溴-4-羟基苯基)丙烷、2,2′,6,6′-四溴双酚A；主剂B包括丙烯酰胺、水解聚丙烯酰胺或非水解聚丙烯酰胺；主剂A和主剂B的质量比为1：1-2。
本发明提供的高温低渗储层的凝胶堵水剂，优选地，所述交联剂包括聚氮杂环丙烷。
本发明提供的高温低渗储层的凝胶堵水剂，优选地，该高温低渗储层的凝胶堵水剂的基液粘度在10mPa·s以下。
根据本发明的具体实施方式，上述高温低渗储层的凝胶堵水剂是将其中的主剂、交联剂和水按照常规方式混合均匀配制得到的；其中的配制水采用自来水即可。
在本发明所提供的高温低渗储层的凝胶堵水剂中各组分的质量比，对堵水剂的溶解性能、交联时间的控制和交联后生成凝胶的性能起决定性作用。
本发明提供的高温低渗储层的凝胶堵水剂具体用于堵水时，将凝胶堵水剂混合搅拌均匀后，采用单液法注入堵水层位，作业后关井一日，候凝后即可恢复生产。本发明提供的高温低渗储层的凝胶堵水剂进行堵水作业时不需要进行前处理，随配随注即可。
本发明提供的高温低渗储层的凝胶堵水剂适用于高温低渗油气藏，解决了现有的高温堵水剂的基液粘度较高、不易注入低渗储层的难题，实现了堵水剂的基液粘度低，易于注入储层深部，就地交联，同时提高了凝胶的强度和对储层基质的粘附力，该堵水剂具有如下优点：
本发明的高温低渗储层的凝胶堵水剂无需添加增溶剂和引发剂；
本发明的高温低渗储层的凝胶堵水剂的基液粘度低，高温反应后的胶体的粘度高；
本发明的高温低渗储层的凝胶堵水剂对配制水要求不高，可直接用自来水配制，采用的组分只需搅拌即可混合均匀，实现现场单液法在线注入，随配随注，施工简便，易于注入低渗储层；
本发明的高温低渗储层的凝胶堵水剂的性能稳定，常温放置2年以上，仍然有效；
本发明的高温低渗储层的凝胶堵水剂堵水剂，在90℃或低于90℃的温度下不发生交联反应，便于深井作业，也避免了施工过程发生意外情况而产生误堵管柱的问题；
本发明的堵水剂中的主剂在120℃以上的高温地层条件下发生水解反应，水解基团与交联剂发生交联反应，成为无色透明胶体，可以通过水解基团与交联剂的配比控制交联反应的时间，交联时间在数小时到数天内可控；而且胶体的粘弹性好，拉伸强度高，对储层基质等固体物表面粘附力强，具有自愈合能力；
本发明的堵水剂耐温性能好，在120℃下恒温180天不破胶；岩心躯替实验的结果表明，本发明的堵水剂对岩心的封堵率达99.9％以上。
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。
实施例1
本实施例提供了一种高温低渗储层的凝胶堵水剂，其是将质量比5：5：1：100为2-丙烯酸-1,1-二甲基乙基酯、丙烯酰胺、聚氮杂环丙烷和自来水，搅拌均匀，呈白色浊液，得到高温低渗储层的凝胶堵水剂。
将上述凝胶堵水剂用流变仪进行测试，在20℃、剪切速率为150s-1下，测试其粘度为7.8mPa·s。
将上述堵水剂放入密封加热钢罐中，在120℃恒温箱中加热6小时后，发生交联反应成胶，得到无色透明胶体；对得到的胶体用流变仪进行测试，在20℃、剪切速率为150s-1，胶体粘度可高达1.1×105mPa·s。胶体本身的粘弹性好，对固体物表面粘附力强，拉伸强度大，不断丝。
成胶后的堵剂，放入密封加热钢罐中，在120℃下恒温180天，没有观察到破胶现象。
将配好的堵剂装入瓶中，密封静置2年以上，基液性质与初配时一样，倒入密封加热钢罐中，在120℃恒温箱中加热，仍可成胶，胶体与初配时成胶的胶体相比，性能没有区别。
为定量评价本实施例的堵水剂的堵水效果，利用岩心流动模拟实验装置进行了气田现场取得的天然岩心的岩心驱替实验，并测试堵水剂注入前后的岩心渗透率(岩心渗透率按达西公式计算)，评价本实施例的堵水剂对天然岩心的封堵效果，具体包括以下步骤：
将天然气田岩心，经洗油、烘干至恒重后，用游标卡尺测其长度和直径，计算出岩心截面积；
向岩心正向通入水，测水相渗透率K1；
向岩心反向挤入堵水剂2个PV，反应6小时以上；
向岩心正向通入水，待流量稳定后，测水相渗透率K2；
计算堵水剂的封堵率，封堵率＝(K1-K2)/K1，计算结果如表1所示，表1为采用本实施例的堵水剂对气田天然岩心封堵效果的数据。
表1
岩心号 AMH-1 AMH-2
岩心直径(cm) 2.512 2.522
岩心长度(cm) 5.216 5.400
注堵剂前岩心水相渗透率K1(md) 1.36 320.76
注堵剂后岩心水相渗透率K2(md) 0.0011 0.18
封堵率(％) 99.92 99.94
实验结果表明，本实施例的堵水剂能有效封堵天然岩心，封堵率高达99.9％以上。

Claims (3)

1.一种高温低渗储层的凝胶堵水剂，其包括2-20wt％的主剂，0.5-5wt％的交联剂，余量为水；其中，所述主剂包括主剂A和主剂B，主剂A包括2-丙烯酸-1,1-二甲基乙基酯、2,2-双(3,5-二溴-4-羟基苯基)丙烷、2,2′,6,6′-四溴双酚A；主剂B包括丙烯酰胺、水解聚丙烯酰胺或非水解聚丙烯酰胺；主剂A和主剂B的质量比为1：1-2。
2.根据权利要求1所述的高温低渗储层的凝胶堵水剂，其中，所述交联剂为聚氮杂环丙烷。
3.根据权利要求1或2所述的高温低渗储层的凝胶堵水剂，其中，该高温低渗储层的凝胶堵水剂的基液粘度在10mPa·s以下。
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