CN112876612B - 一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂及其应用 - Google Patents

Abstract

一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂及其应用方法，以重量百分比计，所述堵剂包括以下组分：淀粉、丙烯酰胺、交联剂、引发剂、增强剂、余量为水；使用时，将淀粉加入水中并充分搅拌使其均匀分散，配置成淀粉浆液，后加入丙烯酰胺、交联剂、引发剂和增强剂并混合均匀形成反应液，将反应液注入温度为65‑90℃的地层中，关井数天即可对裂缝形成封堵。本发明克服了当前单体凝胶堵剂体系，在注入过程中易向基质漏失，损伤地层的难题，本发明在油藏条件下发生糊化且糊化时间短，粘度快速增加至200‑900mPa·s，在保证注入性的同时，也减少堵剂体系在基质中的滤失。

Description

一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂及其应用

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂。

背景技术

礁灰岩油藏水平井开采具有增加油藏的泄油面积，提高薄油气层的动用程度等技术优势，适用范围广。礁灰岩油藏一般由基质和微裂缝系统组成，其中，基质渗透率一般为150mD-450mD，裂缝多为高角度裂缝，导致储层的非均质性严重，水驱油机理更加复杂。对于底水型裂缝性礁灰岩油藏，出水问题通常较为严重，所以解决含水上升快的问题，减少堵剂在基质中的滤失，提高堵剂在裂缝中的封堵效果，是礁灰岩油藏提高采收率的关键因素之一。

现有的裂缝性油藏适用的堵剂按照其注入时的交联形态可分为地上交联堵剂和地下交联堵剂，其中，地上交联成型的堵剂缺点之一为泵注性能较差，同时根据王宝辉等在《机械剪切作用对聚合物溶液粘度的影响》一文中所述，水溶性聚合物堵剂在经过剪切后，其粘度会有较大的损失，如刘锐等在专利CN108300441B中提出的二次交联凝胶，可在一定程度上解决凝胶类堵剂封堵裂缝的问题，但二次交联凝胶仍面临注入过程中剪切降解，成胶前粘度损失严重的问题，而在粘度较小的情况下，聚合物堵剂容易被储层基质吸收，造成堵剂在基质中的滤失，最终造成基质的渗透率降低、采收率减小。对于地下交联堵剂，其有点是泵注性能好，但是，常规的地下交联剂存在的问题是：由于地下交联堵剂的初始粘度低，因此其在注入地层后极易向储层基质渗透，造成堵剂的滤失，同时，由于储层基质对地下交联堵剂中不同的组分的吸收效率不同，造成堵剂中的各组分发生交联反应时的含量、比例与最佳配比不同，造成凝胶效果差甚至是不能成胶。因此，基于前述问题，目前地下交联堵剂在封堵裂缝的应用中，性能有待进一步提高。

发明内容

为解决至少一个上述问题，本发明的目的在于提供一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂，其利用在60-90℃条件下迅速糊化的淀粉的特性，对储层基质的损伤较小，同时使得本发明的堵剂能够应用于裂缝性礁灰岩油藏。

本发明提供的技术方案是，一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂，以重量百分比计，所述堵剂包括以下组分：

本发明的一种实施方式在于，所述淀粉为包括葛粉、玉米淀粉、莲粉在内的、糊化温度在60-90℃之间的植物淀粉，所述N，N-亚甲基双丙烯酰胺，所述引发剂为过硫酸铵。

本发明的一种实施方式在于，所述堵剂包括以下组分：

本发明的一种实施方式在于，所述堵剂包括以下组分：

本发明还提出了一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂的应用方法，包括以下步骤：将淀粉加入水中并充分搅拌使其均匀分散，配置成淀粉浆液，后加入丙烯酰胺、交联剂、引发剂并混合均匀形成反应液，将反应液注入温度为60-90℃的地层中，关井数天即可对裂缝形成封堵。

本发明的一种实施方式在于，关井时间为1-2d。

本发明的技术效果是：

1、本发明克服了当前单体凝胶堵剂体系，在注入过程中易向基质漏失，损伤地层的难题，本发明在油藏条件下发生糊化且糊化时间短，粘度快速增加至200-900mPa·s，在保证注入性的同时，也减少堵剂体系在基质中的滤失。淀粉浆溶液在油藏条件下再与交联剂发生交联反应，成胶时间在1d～2d，且淀粉可以起到增强凝胶强度的作用，形成目测代码法为G～I级的堵剂体系，满足65-90℃条件下的礁灰岩裂缝型油藏堵水要求。

2、各组分可用注入水或地层水配置，减少污水排放，体系不进入地层基质，滤失量低，大大降低对非目的层的伤害，不会增加对环境的影响，封堵裂缝，改变水驱方向，达到提高采收率的目的。

3、耐冲刷性好，成胶后经过大量水驱，依然能保持92％以上的封堵率，具有良好的耐冲刷性能。

综上所述，本发明提供的堵剂，其不仅具有常规地下交联堵剂易于泵注的特点，同时还避免了常规地下交联堵剂滤失量大、凝胶效果差的缺点，具有良好的应用价值。

附图说明

图1为不同淀粉浓度的堵剂的增黏性测试；

图2为堵剂的耐冲刷性折线图；

图3为堵剂在裂缝模型中的成胶情况。

具体实施方式

下面结合实施例及附图，对本发明作进一步地的详细说明。

为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施方式中的附图，对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施方式是本发明一部分实施方式，而不是全部的实施方式。基于本发明中的实施方式，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方式，都属于本发明保护的范围。因此，以下对在附图中提供的本发明的实施方式的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施方式。

实施例：

取适量淀粉将其加入100mL水中，充分搅拌使淀粉均匀分散于水中制得淀粉基液；在搅拌条件下，取丙烯酰胺、N，N亚甲基双丙烯酰胺交联剂、过硫酸铵引发剂以及纳米二氧化硅加入到前述的淀粉基液溶液中搅拌15min，搅拌器转速为400r/min，得到反应液。

本发明采用地下交联的方式，但由于本发明采用原料的特殊性，相对于常规的地下交联及地上交联方式均有相应的优势。

相对于常规的地下交联堵剂：由于淀粉在适宜的温度条件下会快速糊化从而粘度快速升高，因此其抗滤失性能较好，反应液中的各种反应物质不会大量进入基质中，同时也不会因为基质或者裂缝对各种反应原料吸附程度不同使得裂缝内的成胶情况与理想的成胶情况相差太大，造成封堵效果不理想的问题。

相对于常规的交联堵剂：在堵剂的制备过程中，需要考虑堵剂在常态以及地下的粘度及其变化过程，如果堵剂在常态时粘度过高，则其会增加泵送难度，使用成本大幅上升；如果堵剂在常态时粘度低、地层条件下粘度升高，则会产生堵剂粘度升高的效率问题：现有的堵剂在高温下粘度升高的速度较慢，在此过程中，小颗粒堵剂或者聚合物微球类型的堵剂容易像基质中渗透，从而对基质的渗透率产生较大的影响，影响后续的采油。

下面采用具体的实施例对其进行说明，本发明的一种实施方式在于，所述淀粉采用葛粉。

表1实施例1-实施例5中堵剂的各组分含量

组分	葛粉	丙烯酰胺	N，N亚甲基双丙烯酰胺	过硫酸铵
					实施例1	4％	2％	0.1％	0.01％
实施例2	5％	2％	0.1％	0.01％
					实施例3	6％	2％	0.1％	0.01％
实施例4	7％	2％	0.1％	0.01％
					实施例5	8％	2％	0.1％	0.01％
对比例1	0％	2％	0.1％	0.01％

为了进一步说明本发明的效果，下面对上述实施例中的堵剂进行性能测试。

1、增黏性测试

不同淀粉浓度对溶液粘度的影响：配置实施例1—实施5的五种堵剂溶液，在65℃条件下水浴加热，然后测其粘度,具体结果见表2和图2。

表2淀粉浓度对粘度的影响

	糊化前粘度(mPa·s)	糊化时间(min)	糊化后粘度(mPa·s)
				实施例1	5.6	10	274.5
实施例2	8.9	9.5	385.6
				实施例3	12.5	9.5	489.2
实施例4	13.6	9	735.1
				实施例5	20.5	9	986.7

由表2和图1可以看出，本发明实施例1-5中的堵剂，在注入地层前其粘度较低，远低于现有的地上交联的聚合物堵剂，说明本发明的堵剂具有良好的泵注性能；在本发明的堵剂位于地层温度条件下时，其在不超过10min内会迅速糊化，从而造成注入地层的反应液体系粘度迅速升高，因此整个反应液体系不会进入基质，几乎不会滤失，而本发明主要是针对裂缝进行封堵，因此即使粘度升高，对裂缝的封堵也不会造成影响。

同时，随着淀粉的浓度增加，糊化时间降低，糊化后粘度增加，且变化范围很大，这说明淀粉具有很好的增粘性。但是考虑到泵注压力，因此我们选用的葛粉浓度为4-8％。

2、本发明堵剂的成胶性能测试

选取实施例1—实施例5以及对比例1中的6种堵剂配方，分别取等质量与65℃、75℃、85℃和90℃的条件下，每隔一段时间观察其成胶强度，具体结果见表3.

表3堵剂成胶性能测试

	温度(℃)	成胶时间(h)	成胶强度
				对比例1	65/75/85/90	32/28.5/25/20	F/F/F/F/F
实施例1	65/75/85/90	32/28/24.5/20	G/G/G/G/G
				实施例2	65/75/85/90	32/27.5/23.5/19.5	I/I/I/I/I
实施例3	65/75/85/90	31/28/23.5/19	I/I/I/I/I
				实施例4	65/75/85/90	31/28/23/19	I/I/I/I/I
实施例5	65/75/85/90	31/28/23/19	I/I/I/I/I

从表3可以看出，本发明的堵剂，其成胶后的凝胶强度较高，完全能够满足对裂缝的封堵，同时可以看出，随着葛粉浓度的增加，其凝胶强度也持续增加，在65-90℃的条件下，可在1-2d形成高强度的凝胶，强度等级达到I级。

3、对裂缝模型的封堵性能测试

根据某礁灰岩裂缝型油藏地层特征，选取3根300mD左右的岩心，沿直径将岩心全剖开进行造缝，缝宽为2mm，实验过程使用的水是矿化度为10万的地层水。实验步骤如下：首先饱和水(速率0.5mL/min)测量模型孔隙体积，然后进行一次水驱，计算造缝后渗透率，水驱完成之后，选取实施例3中的堵剂，以0.3mL/min的速率注入堵剂体积0.5PV，在65℃条件下放置25h后进行后续水驱，分别进行进行1PV、4PV和6PV的后续水驱，观察对比不同注入量流体对体系冲刷后，其封堵性能变化情况。同时记录注入过程中，每0.1PV记录注入压力变化如图2所示：

不同后续水驱量情况下封堵率如表4所示：

表4不同后续水驱量下封堵率的变化

通过表4中的数据可以看出，在裂缝模型中，堵剂成胶后在裂缝中吸附能力好，耐冲刷能力强，即使在注入封堵剂后进行高达6PV的后续水驱，本发明对裂缝的封堵率仍然能够达到92.68％以上。

4、对基质渗透率的伤害率测试

伤害率定义为裂缝被封堵前后岩心基质渗透率之差与封堵前基质渗透率的比值，伤害率表征了堵剂通过裂缝面向基质滤失后对基质的伤害程度。

根据某礁灰岩裂缝型油藏地层特征，选取某岩心，沿直径将岩心全剖开进行造缝，缝宽为2mm，实验过程使用的水是矿化度为10万的地层水。实验步骤如下：首先饱和水(速率0.5mL/min)测量模型孔隙体积，然后，以0.3mL/min的速率注入实施例3中的堵剂体积1PV，在65℃条件下放置25h后，测定其对基质的伤害率。堵剂在裂缝中和岩心端面的成胶情况如图3所示。最终的实验结果如表5所示：

表5基质伤害率测定结果

通过以上实验可以看出，本发明的堵剂注入裂缝模型中后，对基质伤害率为5.41％，体现了良好的防滤失性。

同时结合表4以及表5，可知本发明的堵剂对裂缝的封堵能力较强，同时对储层基质伤害率较低。

综上所述，本发明提供了一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂，通过主剂淀粉在油藏条件下发生糊化作用，粘度增大，抗滤失性增强，形成可流动淀粉浆基液后，再与丙烯酰胺、交联剂、引发剂和增强剂组成反应液，在地层条件下发生交联反应，生成高强度的凝胶堵剂，该堵剂成胶强度高，热稳定性好，抗滤失性强，大量水驱之后，封堵率依然能达到92％以上，是实现礁灰岩裂缝型油藏堵水，提高采收率的关键。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明实施例揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (7)

1.一种封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂，其特征在于，以重量百分比计，所述堵

剂包括以下组分：

淀粉 4-8%

丙烯酰胺 1%-3%，

交联剂 0.08-0.1%，

引发剂 0.01-0.015%，

余量为水；

该堵剂的制备方法为以下步骤：将淀粉加入水中并充分搅拌使其均匀分散，配置成淀粉浆液，后加入丙烯酰胺、交联剂、引发剂并混合均匀形成反应液即得。

2.根据权利要求 1 所述的堵剂，其特征在于，所述淀粉为糊化温度在 60-90℃之间的植物淀粉，所述交联剂为 N，N-亚甲基双丙烯酰胺，所述引发剂为过硫酸铵。

3.根据权利要求 2 所述的堵剂，其特征在于，所述淀粉包括葛粉、玉米淀粉、莲粉。

4.根据权利要求 1 或 2 所述的堵剂，其特征在于，所述堵剂包括以下组分：

淀粉 4-6.5%

丙烯酰胺 1-3%，

交联剂 0.08-0.1%，

引发剂 0.01-0.015%，

余量为水。

5.根据权利要求 1 或 2 所述的堵剂，其特征在于，所述堵剂包括以下组分：

淀粉 7-8%

丙烯酰胺 1-3%，

交联剂 0.08-0.1%，

引发剂 0.01-0.015%，

余量为水。

6.根据权利要求 1-5 任一所述的封堵裂缝用温敏性低滤失地下交联堵剂的应用方法，其特征在于，将堵剂注入温度为 60-90℃的地层中，关井数天即可对裂缝形成封堵。

7.根据权利要求 6 所述的应用方法，其特征在于，所述关井时间为 1-2d。

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