CN107619659A - 低固相油溶性暂堵型修井液及其制备方法和应用 - Google Patents

低固相油溶性暂堵型修井液及其制备方法和应用 Download PDF

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CN107619659A CN201610548668.9A CN201610548668A CN107619659A CN 107619659 A CN107619659 A CN 107619659A CN 201610548668 A CN201610548668 A CN 201610548668A CN 107619659 A CN107619659 A CN 107619659A
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徐海霞
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Abstract

本发明提供一种低固相油溶性暂堵型修井液及其制备方法和应用，修井液的质量百分比组成为：粘土稳定剂0.006％～0.01％，助排剂0.00006％～0.0001％，铁离子稳定剂0.00006％～0.0001％，增粘降滤失剂0.008％～0.01％，油溶性暂堵剂0.02％～0.04％，分散剂0.00020％～0.00035％和余量水，油溶性暂堵剂由软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂按照质量比为1:1～2:1混合熔融而成，本发明提供的修井液，具有较好的抗温抗压能力以及较好的暂堵屏蔽能力，对储层的伤害较小，解决了现有的修井液漏失严重以及对储层伤害较大的技术问题。

Description

低固相油溶性暂堵型修井液及其制备方法和应用
技术领域
本发明涉及油田助剂技术领域，特别涉及一种低固相油溶性暂堵型修井液及其制备方法和应用。
背景技术
在石油开发的过程中，修井占有极为重要的地位，修井具体是一项为恢复油气井正常生产或提高产能所进行的解除故障、完善井眼条件的工作，在修井作业过程中所使用的工作液称为修井液，修井液能够保证施工安全作业及防止修井液向地层漏失，起到保护储层的作用，因此，在修井之前，应了解储层的敏感性特征，使修井液与储层有良好的配伍性，如果修井液与储层流体和矿物不配伍以及滤失量过大就会导致储层渗流能力下降，从而在不同程度上阻碍油气井产能的恢复。
目前，常用的修井液主要包括固化水压井修井液、聚合物修井液、油层采出水修井液以及早期无固相压井液体系，其中，固化水压井修井液主要采用新型的的高分子吸水材料作为固化剂，该吸水材料可以束缚其本身重量100倍以上的清水或盐水，并能牢牢地控制被束缚的水，使之不能参与自由流动。
然而，对于高温高矿化度油藏，油气藏地层压力低，部分接近或低于废弃地层压力，采用上述几种修井液进行修井时，由于无法抗高温及抗压，使得修井液漏失严重，加之属于强水敏性地层，对储层存在着较大的伤害，不能满足油气藏需要。
发明内容
本发明提供一种低固相油溶性暂堵型修井液，具有较好的抗温抗压能力以及较好的暂堵屏蔽能力，而且属于低固相修井液，对储层的伤害较小，解决了现有的修井液漏失严重以及对储层伤害较大的技术问题。
本发明还提供一种低固相油溶性暂堵型修井液的制备方法，该方法操作简单易于控制。
本发明还提供一种低固相油溶性暂堵型修井液在高温高矿化度油藏修井中的应用，由于制备得到的修井液具有较好的油溶性和抗温抗压能力，被油溶解后不存在固相成分，能够随着原油的采用而带出地层，对地层伤害较小，而且暂堵效果较好，实现了对高温高矿化度油藏低损害的修井目的。
本发明提供一种低固相油溶性暂堵型修井液，所述修井液的质量百分比组成为：粘土稳定剂0.006％～0.01％，助排剂0.00006％～0.0001％，铁离子稳定剂0.00006％～0.0001％，增粘降滤失剂0.008％～0.01％，油溶性暂堵剂0.02％～0.04％，分散剂0.00020％～0.00035％和余量水。
本发明提供的修井液中，通过将粘土稳定剂、助排剂、铁离子稳定剂、增粘降滤失剂、油溶性暂堵剂、分散剂和水混合形成一种低固相油溶性暂堵型修井液，该低固相油溶性暂堵型修井液中包括了油溶性暂堵剂，使得该修井液具有良好的油溶性和可变形性，一旦被油溶解后不存在固相成分，能够随着原油的采出而带出地层，对地层伤害较小，而且该修井液具有较强的抗温抗压能力，具有较好的暂堵屏蔽能力，因此，本发明提供的修井液的反排解堵效果更优。
其中，需要说明的是，本发明中，添加的增粘降滤失剂主要是为了降滤失用，可以用于储层，也可以用于非储层，其目的是为了降低滤失量，而本发明的油溶性暂堵剂在起到暂堵作用的同时在解堵时残留量较少，本发明中，为了降低滤失量以及提高暂堵和解堵的效果，需同时包括增粘降滤失剂和油溶性暂堵剂。
其中，作为优选的，该修井液的质量百分比的组成为：粘土稳定剂0.01％，助排剂0.0001％，铁离子稳定剂0.0001％，增粘降滤失剂0.01％，油溶性暂堵剂0.02％～0.04％，分散剂0.00035％，余量为水，当油溶性暂堵剂的质量百分比为0.02％～0.04％时，能使得制得的修井液适用于地层温度为93°左右的油藏。
在本发明的一个具体的实施方案中，所述油溶性暂堵剂具体可以为软化点为85.8～98.6℃的油溶性暂堵剂，具体使用时，选取的油溶性暂堵剂的软化点高于地层温度的油溶性暂堵剂，举例来说，若待处理的地层温度为90度，则选取软化点高于90°的油溶性暂堵剂，例如可以选取软化点为95°的油溶性暂堵剂，这样该修井液进入地层后，不会过早地软化而丧失暂堵能力。
在本发明的一个具体的实施方案中，所述油溶性暂堵剂可以由软化点不同的至少两种C9石油树脂熔融混合而成，举例来说，该油溶性暂堵剂可以由软化点不同的两种C9石油树脂熔融混合制得，也可以由软化点不同的三种或四种C9石油树脂熔融混合制得,其中，需要说明的是，该油溶性暂堵剂不管采用软化点不同的两种还是两种以上的C9石油树脂熔融混合制得，但制得的油溶性暂堵剂的软化点需保证在85.8～98.6℃内，即由软化点不同的至少两种C9石油树脂熔融混合值得的油溶性暂堵剂的软化点在85.8～98.6℃范围内。
在本发明的一个具体的实施方案中，油溶性暂堵剂由软化点不同的两种C9石油树脂熔融混合值得，具体的，该油溶性暂堵剂由软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂按照质量比为1:1～2:1混合熔融而成，即本发明中，选取的两种C9石油树脂的软化点分别为：103～106℃和84～86℃，其中，软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂混合时，按照质量比为1:1～2:1进行混合，经混合制得的油溶性暂堵剂的软化点为85.8～98.6℃，其中，通过调整两种石油树脂的质量比可以提高暂堵及解堵的效果。
在本发明的一个具体的实施方案中，所述粘土稳定剂为十二烷基三甲基溴化铵，其中，本发明中，修井液中通过粘土稳定剂时，当修井液进入井下进行修井过程中，粘土稳定剂可以有效地吸附在粘土表面，防止水敏性矿物水化膨胀及分散运移而对油气层造成的伤害，是一种能够能抑制地层粘土膨胀和粘土微粒运移的化学剂，本发明中选取的粘土稳定剂为季铵盐类，具体为十二烷基三甲基溴化铵。
在本发明的一个具体的实施方案中，所述助排剂为全氟辛基聚醚类表面活性剂，通过助排剂可以使得该修井液对井下作业过程中的工作残夜从地层返排出来，本发明中，采用全氟辛基聚醚类表面活性剂作为助排剂，其易反排，不伤害储层，助排效果显著。
在本发明的一个具体的实施方案中，所述铁离子稳定剂为乙二胺四乙酸(Ethylene Diamine Tetraacetic Acid，简称：EDTA)二钠，其中由于地层中会有铁质成份(如FeSO4)在酸液的作用下形成了游离的铁离子。另外，地面管汇及地下管串在酸液的冲刷和溶蚀下，不可避免地形成部分铁离子随酸液进入地层，这些铁离子在活性酸中以游离离子形式存在，但随着酸岩反应的进行酸液活性逐渐降低，当PH值升高到一定范围后，这些游离的铁离子将以Fe(OH)3沉淀的形式沉积在地层中，造成二次沉淀，堵塞地层孔隙喉道，为了防止生成二次沉淀，在修井液中包括铁离子稳定剂，这样铁离子稳定剂能有效地络合游离的铁离子，使其始终以络离子的形式存在并随返排液返回地面，能有效防止二次沉淀的产生，增加修井的效果，本发明中，铁离子稳定剂具体选取EDTA二钠，EDTA二钠可以有效地络合亚铁离子，与常规用的铁离子稳定剂EDTA相比，常温下EDTA二钠在水中的溶解度较高，且络合铁离子效果好。
在本发明的一个具体的实施方案中，所述增粘降滤失剂为KYPAM-II聚合物，其中KYPAM-II聚合物具体指抗盐性梳型丙烯酰胺类聚合物，其中KYPAM-II表示分子量为1700～1900万的KYPAM，其中，KYPAM-II聚合物的水解度为25～30％。
采用KYPAM聚合物作为增粘降滤失剂，增粘效果好，降滤失作用明显，若增粘降滤失剂采用油溶性暂堵剂代替时，并不能起到增粘效果，从而极大地影响滤失效果。
本发明中，采用全氟辛基聚醚类表面活性剂作为助排剂，其易反排，不伤害储层，助排效果显著。
在本发明的一个具体的实施方案中，所述分散剂为阴离子表面活性剂，所述阴离子表面活性剂具体为十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠。本发明中，采用阴离子表面活性剂十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)作为分散剂，其添加量小，与地层水配伍性好，在地层温度下不产生沉淀，使修井液更好的分散于净化地层水中。
本发明还提供一种上述所述的低固相油溶性暂堵型修井液的制备方法，包括以下过程：
将粘土稳定剂和铁离子稳定剂在室温下加入水中，并搅拌均匀；
再将增粘降滤失剂和分散剂加入，充分溶解后，加入油溶性暂堵剂，搅拌使所述油溶性暂堵剂均匀分散；
最后加入助排剂，制得低固相油溶性暂堵型修井液，其中，所述粘土稳定剂、助排剂、铁离子稳定剂、增粘降滤失剂、油溶性暂堵剂和分散剂的质量百分比分别为：0.006％～0.01％、0.00006％～0.0001％、0.00006％～0.0001％、0.008％～0.01％、0.02％～0.04％、0.00020％～0.00035％。
本发明中，所述粘土稳定剂具体可以为十二烷基三甲基溴化铵，助排剂具体为全氟辛基聚醚类表面活性剂，铁离子稳定剂具体为乙二胺四乙酸(EDTA)二钠，增粘降滤失剂具体可以为KYPAM-II聚合物，分散剂具体可以为十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠。
其中，本发明中，采用阴离子表面活性剂十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)作为分散剂，其添加量小，与地层水配伍性好，在地层温度下不产生沉淀，使修井液更好的分散于净化地层水中。
采用EDTA二钠作为铁离子稳定剂，与常规用的铁离子稳定剂EDTA相比，常温下EDTA二钠在水中的溶解度较高，且络合铁离子效果好。
采用全氟辛基聚醚类表面活性剂作为助排剂，其易反排，不伤害储层，助排效果显著。采用KYPAM聚合物作为增粘降滤失剂，增粘效果好，降滤失作用明显。
采用十二烷基三甲基溴化铵作为粘土稳定剂，防止水敏性矿物水化膨胀及分散运移而对油气层造成的伤害。
其中，本发明中制备修井液之前还包括所述油溶性暂堵剂的制备过程，具体的，所述油溶性暂堵剂的制备过程为：选取软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂按照质量比为1:1～2:1混合熔融制得复合石油树脂；然后将制得的复合石油树脂研碎，并用150目筛网进行筛选，其中滤过筛网的树脂粉末即为制得的油溶性暂堵剂，本发明中，根据上述方法制得的油溶性暂堵剂的软化点为85.8～98.6℃，这样使得该修井液可以应用在地层温度为90℃左右的地层中。
其中，采用两种不同软化点的C9石油树脂制备油溶性暂堵剂，制备方法简单，成本低，产物具有较高的软化点及很好的油溶性，并且通过调整两种石油树脂的质量比提高了暂堵及解堵的效果。
本发明提供如上所述的修井液在高温高矿化度油藏修井中的应用。
如前述，本发明的修井液为由粘土稳定剂、助排剂、铁离子稳定剂、增粘降滤失剂、油溶性暂堵剂、分散剂和水混合形成一种低固相油溶性暂堵型修井液，该低固相油溶性暂堵型修井液中包括了油溶性暂堵剂，使得该修井液具有良好的油溶性和可变形性，一旦被油溶解后不存在固相成分，能够随着原油的采出而带出地层，对地层伤害较小，而且该修井液具有较强的抗温抗压能力，具有较好的暂堵屏蔽能力，因此，本发明提供的修井液的反排解堵效果更优。
本发明提供一种低固相油溶性暂堵型修井液，通过由粘土稳定剂、助排剂、铁离子稳定剂、增粘降滤失剂、油溶性暂堵剂、分散剂和水按照一定的质量百分比混合而形成一种低固相油溶性暂堵型修井液，该低固相油溶性暂堵型修井液中包括了油溶性暂堵剂，使得该修井液具有良好的油溶性和可变形性，一旦被油溶解后不存在固相成分，能够随着原油的采出而带出地层，对地层伤害较小，而且该修井液具有较强的抗温抗压能力，具有较好的暂堵屏蔽能力，因此，本发明提供的修井液的反排解堵效果更优。本发明还提供一种修井液的制备方法，同步实施油溶性暂堵剂的制备与粘土稳定剂、助排剂、铁离子稳定剂、增粘降滤失剂、分散剂和水的混合得到本发明的修井液，该制备工艺简单易行，成本较低，制备的修井液具有助排能力强及对地层伤害小的性能，本发明通过将修井液应用在高温高矿化度油藏修井方面，可有效对地层进行暂堵，而且该修井液返排容易，减少了修井过程中修井液向底层漏失造成对地层损坏程度。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
本实施例的低固相油溶性暂堵型修井液的原料及相应质量分数如下：
粘土稳定剂：0.006％；
助排剂：0.00006％；
铁离子稳定剂：0.00006％；
增粘降滤失剂：0.008％；
油溶性暂堵剂：0.025％；
分散剂：0.00020％；
余量为水。
制备过程具体如下：
室温下取500mL水，具体选取的水为净化地层水，按上述比例向选取的水中先加入粘土稳定剂和铁离子稳定剂，搅拌均匀，再加入增粘降滤失剂、分散剂，充分溶解后，加入油溶性暂堵剂，快速搅拌使其均匀分散，最后加入助排剂，制得低固相油溶性暂堵型修井液，经称量配置的修井液与选取的净化地层水之间的误差为±0.001g，即本实施例中，由于粘土稳定剂、助排剂、铁离子稳定剂、增粘降滤失剂、油溶性暂堵剂和分散剂的量较少，因此最终配置的修井液的质量与选取的水的质量近似相同，因此配置时，需要配置的修井液的质量与选取的水的质量视为相同，粘土稳定剂、助排剂、铁离子稳定剂、增粘降滤失剂、油溶性暂堵剂和分散剂的质量根据水的质量按照上述比例进行称取。
本实施例中，粘土稳定剂为十二烷基三甲基溴化铵，助排剂为全氟辛基聚醚类表面活性剂，铁离子稳定剂为EDTA二钠，增粘降滤失剂为KYPAM-II聚合物，分散剂为阴离子表面活性剂十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)。
其中，油溶性暂堵剂为软化点不同的两种C9石油树脂熔融混合而得，具体为软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂，按质量比1:1混合熔融制得油溶性暂堵剂，其中，本实施例中，油溶性暂堵剂的软化点为84.8～90.6℃。
本实施例中油溶性暂堵剂的制备方法具体如下：
步骤一：选取软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂，并按照质量比1:1混合，在200℃的条件下，充分熔融，利用双螺杆式挤塑机进行造粒，得到新型复合石油树脂。
步骤二：将该复合石油树脂颗粒充分研碎，利用150目筛网进行筛选，滤过的树脂粉末即为软化点为84.8～90.6℃的油溶性暂堵剂。
将实施例1中制备的低固相油溶性暂堵型修井液的滤失性和流变性能进行测定，测定结果如表1所示，实施例1制备的低固相油溶性暂堵型修井液对岩心暂堵率及渗透率伤害率的测定结果如表2所示，具体测定时实验温度为85℃。
表1实施例1制备的修井液的滤失性和流变性测定结果(85℃)
表2实施例1制备的修井液对岩心暂堵率及渗透率伤害率的结果(85℃)
其中，测定时，表2中的两个标号的岩心取自不同的层位，虽其长度、直径相同，但渗透率不同，使得所测数据有所差异,说明了对于渗透率不同的岩心，其暂堵解堵能力不同，但效果皆较为显著，其中，表2中暂堵率指的是水相渗透率的降低值，岩心渗透率伤害率指的是油相渗透率的降低值，计算方法分别为：
暂堵率＝(Kw/mD-Kw1/mD)/(Kw/mD)；
岩心渗透率伤害率＝(Ko/mD-Ko1/mD)/(Ko/mD)。
其中，从表1中可以看出，实施例1制备的修井液的滤失性较低，且流变性较好，暂堵效果较好，从表2中可以看出，实施例1制备的修井液的暂堵率高及渗透率伤害率低，而采用现有技术中的几种修井液对表2中的两个岩心号进行实验，测定结果为：早期无固相修井液对岩心1号和岩心2号的岩心渗透率伤害率分别为：84.9％，87％，凝析油修井液对岩心1号和岩心2号的岩心渗透率伤害率分别为：75.5％，59％，油层采出水(蒸发池水)修井液对岩心1号和岩心2号的岩心渗透率伤害率分别为：73.6％，59％，油层采出水(分离水)修井液对岩心1号和岩心2号的岩心渗透率伤害率分别为：92.2％，75.2％。而实施例1制备的修井液的对岩心1号和岩心2号的岩心渗透率伤害率分别为：13.2％，8.8％，因此，本实施例制备的修井液渗透率伤害率低较低，即本实施例制备的修井液对储层的伤害较小。
而且，本实施例中，由于油溶性暂堵剂的软化点为84.8～90.6℃，因此本实施例制备的修井液可以适合高温85～90℃的高矿化度油藏。
因此，本实施例制备的该低固相油溶性暂堵型修井液中包括了油溶性暂堵剂，使得该修井液具有良好的油溶性和可变形性，一旦被油溶解后不存在固相成分，能够随着原油的采出而带出地层，对地层伤害较小，而且该修井液具有较强的抗温抗压能力，具有较好的暂堵屏蔽能力。
实施例2
本实施例的低固相油溶性暂堵型修井液的原料及相应质量分数如下：
粘土稳定剂：0.008％；
助排剂：0.00007％；
铁离子稳定剂：0.00008％；
增粘降滤失剂：0.009％；
油溶性暂堵剂：0.03％；
分散剂：0.00025％；
余量为水。
制备过程具体如下：
室温下取净化地层水，按上述比例向选取的水中先加入粘土稳定剂和铁离子稳定剂，搅拌均匀，再加入增粘降滤失剂和分散剂，充分溶解后，加入油溶性暂堵剂，快速搅拌使其均匀分散，最后加入助排剂，制得低固相油溶性暂堵型修井液。
本实施例中，粘土稳定剂为十二烷基三甲基溴化铵。助排剂为全氟辛基聚醚类表面活性剂。铁离子稳定剂为EDTA二钠。增粘降滤失剂为KYPAM-II聚合物，分散剂为阴离子表面活性剂十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠(AES)。
其中，油溶性暂堵剂为软化点不同的两种C9石油树脂熔融混合而得，具体为软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂，按质量比1.5:1混合熔融制得油溶性暂堵剂，其中，本实施例中，油溶性暂堵剂的软化点为89.5～94.7℃。
本实施例中油溶性暂堵剂的制备方法具体如下：
步骤一：选取软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂，并按照质量比1.5:1混合，在200℃的条件下，充分熔融，利用双螺杆式挤塑机进行造粒，得到新型复合石油树脂。
步骤二：将该复合石油树脂颗粒充分研碎，利用150目筛网进行筛选，滤过的树脂粉末即为软化点为89.5～94.7℃的油溶性暂堵剂。
将实施例2制备的低固相油溶性暂堵型修井液的滤失性和流变性能进行测定，测定结果如表3所示，本实例的低固相油溶性暂堵型修井液对岩心暂堵率及渗透率伤害率见表4，实验温度为93℃。可见本发明实施例的修井液滤失性低和流变性好，且暂堵率高及渗透率伤害率低。
表3实施例2制备的修井液的滤失性和流变性测定结果(93℃)
表4实施例2制备的修井液对岩心暂堵率及渗透率伤害率的结果(93℃)
其中，从表3中可以看出，实施例2制备的修井液的滤失性较低，且流变性较好，暂堵效果较好，从表4中可以看出，实施例2制备的修井液的暂堵率高，渗透率伤害率分别为：11.8％，7.6％，和上述实施例1中的现有的几种修井液的渗透率伤害率(早期无固相修井液对岩心1号和岩心2号的岩心渗透率伤害率分别为：84.9％，87％，凝析油修井液对岩心1号和岩心2号的岩心渗透率伤害率分别为：75.5％，59％，油层采出水(蒸发池水)修井液对岩心1号和岩心2号的岩心渗透率伤害率分别为：73.6％，59％，油层采出水(分离水)修井液对岩心1号和岩心2号的岩心渗透率伤害率分别为：92.2％，75.2％)相比，本实施例制备的修井液的渗透率伤害率低较低，即本实施例制备的修井液对储层的伤害较小。
而且，本实施例中，由于油溶性暂堵剂的软化点为89.5～94.7℃，因此本实施例制备的修井液可以适合高温90～94℃的高矿化度油藏。
实施例3
本实施例的低固相油溶性暂堵型修井液的原料及相应质量分数如下：
粘土稳定剂：0.01％；
助排剂：0.0001％；
铁离子稳定剂：0.0001％；
增粘降滤失剂：0.01％；
油溶性暂堵剂：0.036％；
分散剂：0.00035％；
余量为水。
制备过程具体如下：
室温下取净化地层水，按上述比例向选取的水中先加入粘土稳定剂和铁离子稳定剂，搅拌均匀，再加入增粘降滤失剂、分散剂，充分溶解后，加入油溶性暂堵剂，快速搅拌使其均匀分散，最后加入助排剂，制得低固相油溶性暂堵型修井液。
本实施例中，粘土稳定剂为十二烷基三甲基溴化铵。助排剂为全氟辛基聚醚类表面活性剂。铁离子稳定剂为EDTA二钠。增粘降滤失剂为KYPAM-II聚合物，分散剂为阴离子表面活性剂十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠(AES0)
其中，油溶性暂堵剂为软化点不同的两种C9石油树脂熔融混合而得，具体为软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂，按质量比2:1混合熔融制得油溶性暂堵剂，其中，本实施例中，油溶性暂堵剂的软化点为93.7～98.6℃，
本实施例中油溶性暂堵剂的制备方法具体如下：
步骤一：选取软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂，并按照质量比2:1混合，在200℃的条件下，充分熔融，利用双螺杆式挤塑机进行造粒，得到新型复合石油树脂。
步骤二：将该复合石油树脂颗粒充分研碎，利用150目筛网进行筛选，滤过的树脂粉末即为软化点为93.7～98.6℃的油溶性暂堵剂。
将实施例3中制备的低固相油溶性暂堵型修井液的滤失性和流变性能进行测定，测定结果如表5所示，本实例的低固相油溶性暂堵型修井液对岩心暂堵率及渗透率伤害率见表6，实验温度为98℃。可见本发明实施例的修井液滤失性低和流变性好，且暂堵率高及渗透率伤害率低。
表5实施例3制备的修井液的滤失性和流变性测定结果(98℃)
表6实施例3制备的修井液对岩心暂堵率及渗透率伤害率的结果(98℃)
其中，从表5中可以看出，实施例3制备的修井液的滤失性较低，且流变性较好，暂堵效果较好，从表6中可以看出，实施例3制备的修井液的暂堵率高，渗透率伤害率分别为：9.4％，11.5％，和上述实施例1中的现有的几种修井液的渗透率伤害率相比，本实施例制备的修井液的渗透率伤害率低较低，即本实施例制备的修井液对储层的伤害较小。
而且，本实施例中，由于油溶性暂堵剂的软化点为93.7～98.6℃，因此本实施例制备的修井液可以适合高温94～98℃的高矿化度油藏。
本实施例中，利用软化点略高于地层温度的油溶性暂堵剂，分散在水基溶液中制得了修井液，该修井液具有很好的油溶性和可变形性，一旦被油溶解后不存在固相成分，能够随着原油的采出而带出地层，对地层伤害较小，暂堵解堵效果好，而且本发明实施例的修井液的反排解堵效果更优。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (10)

1.一种低固相油溶性暂堵型修井液，其特征在于，所述修井液的质量百分比组成为：粘土稳定剂0.006％～0.01％，助排剂0.00006％～0.0001％，铁离子稳定剂0.00006％～0.0001％，增粘降滤失剂0.008％～0.01％，油溶性暂堵剂0.02％～0.04％，分散剂0.00020％～0.00035％和余量水，其中，
所述油溶性暂堵剂由软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂按照质量比为1:1～2:1混合熔融而成。
2.根据权利要求1所述的修井液，其特征在于，所述粘土稳定剂为十二烷基三甲基溴化铵。
3.根据权利要求1所述的修井液，其特征在于，所述助排剂为全氟辛基聚醚类表面活性剂。
4.根据权利要求1-3任一所述的修井液，其特征在于，所述铁离子稳定剂为乙二胺四乙酸二钠。
5.根据权利要求1-3任一所述的修井液，其特征在于，所述增粘降滤失剂为KYPAM-II聚合物。
6.根据权利要求1-3任一所述的修井液，其特征在于，所述分散剂为阴离子表面活性剂，所述阴离子表面活性剂为十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠。
7.权利要求1-6任一项所述的低固相油溶性暂堵型修井液的制备方法，其特征在于，包括以下过程：
将粘土稳定剂和铁离子稳定剂在室温下加入水中，并搅拌均匀；
再将增粘降滤失剂和分散剂加入，充分溶解后，加入油溶性暂堵剂，搅拌使所述油溶性暂堵剂均匀分散；
最后加入助排剂，制得低固相油溶性暂堵型修井液，其中，所述粘土稳定剂、助排剂、铁离子稳定剂、增粘降滤失剂、油溶性暂堵剂和分散剂的质量百分比分别为：0.006％～0.01％、0.00006％～0.0001％、0.00006％～0.0001％、0.008％～0.01％、0.02％～0.04％、0.00020％～0.00035％，其中，
所述方法还包括：
将软化点为103～106℃的C9石油树脂和软化点为84～86℃的C9石油树脂按照质量比为1:1～2:1混合熔融制得复合石油树脂；
将所述复合石油树脂经研碎并利用150目筛网进行筛选制得所述油溶性暂堵剂，其中，所述油溶性暂堵剂为滤过筛网的树脂粉末。
8.根据权利要求7所述的制备方法，其特征在于，所述粘土稳定剂为十二烷基三甲基溴化铵。
9.根据权利要求7所述的制备方法，其特征在于，所述助排剂为全氟辛基聚醚类表面活性剂；
所述铁离子稳定剂为乙二胺四乙酸二钠；
所述增粘降滤失剂为KYPAM-II聚合物；
所述分散剂为阴离子表面活性剂，所述阴离子表面活性剂为十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠。
10.权利要求1-6任一项所述的修井液在高温高矿化度油藏修井中的应用。
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