CN113999659B - 一种暂堵型储层保护剂及其制备方法和应用 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种暂堵型储层保护剂及其制备方法，该暂堵型储层保护剂封堵能力强、岩心渗透率恢复率高，配制简单、实施方便。本发明提供的暂堵型储层保护剂由主剂A、辅剂B和辅剂C三部分组成，三部分组分按一定比例混配，在修井过程中通过变形与自然堆积形成暂堵带以防止漏失，修井后利用开发后期油井产油高含水特征实现自行解堵，恢复储层与油井连通通道和油气生产，为修井过程中的防漏和储层保护提供技术手段。

Description

一种暂堵型储层保护剂及其制备方法和应用
技术领域
本发明涉及油气井工程领域，具体涉及一种暂堵型储层保护剂及其制备方法和应用。
背景技术
油井进入开发的中后期，储层地层压力衰减普遍低于正常压力(1.0)，储层产出液高含水，修井维护作业频繁、工作量大，若储层保护不当，将造成巨大的经济损失。在此类井修井作业的压井、洗井环节，极易发生修井液漏失，储层伤害等问题，影响修井时效和产量恢复，严重时会导致油井堵塞、修井后产液为零，造成巨大的经济损失。
针对易漏油井修井过程中储层保护问题，工程技术人员主要采取的手段有：一是采用发泡剂配合机械发泡工艺，如制氮机，降低修井液的密度防止漏失，但其成本较高，现场使用受到了限制；二是使用具有屏蔽暂堵功能的储层保护剂，提高修井液的封堵承压能力，追求的目标为：修井过程中储层保护剂可以在近井壁处形成暂堵带，封堵地层通道防止漏失，修井作业后暂堵带通过解堵措施恢复地层通道，从而实现油井恢复生产。
根据不同的解堵措施，现有的储层保护剂可分为酸溶性储层保护剂、油溶性储层保护剂、水溶性储层保护剂。
例如，中国专利CN105733538A《一种低固相储层保护修井液及其制备方法》所提及的暂堵剂为碳酸钙颗粒，通过酸化处理以及生物降解解堵；中国专利CN107619759A《低固相油溶性暂堵型修井液及其制备方法和应用》所提及的暂堵剂为油溶树脂，通过原油溶解作用解堵；中国专利CN110819315A《油田油水井修井用屏蔽暂堵型压井液》所提及的暂堵剂包括油溶性树脂和碳酸钙(轻钙、重钙)，通过原油溶解和酸化实现解堵。通过以上专利可以看出，现有的修井用(修井液、压井液)暂堵型储层保护剂主要为三种类型：酸溶型、油溶型。
另有关于暂堵剂的研究，如《适于渤海油田修井作业的暂堵液筛选与应用》(现代化工,2019.10,李翔等，P142～145)、《新型酸溶性堵漏剂在米桑油田修井作业的应用》(化学工程与装备,2020.03,张利威等，P69～75)中均提及使用酸溶性颗粒作为暂堵剂，通过酸化实现解堵；《暂堵型聚合物凝胶修井液的研究与应用》(能源管理,2014.07,黄晓辉,P165)、《暂堵型聚合物凝胶压井液研制与应用》(甘肃科技,2017.07,张锋,等.,P68～71)中均提及使用聚合物凝胶作为暂堵剂，通过返排与自降解作业实现解堵；《TB-O型低伤害修井液在雅克拉-大涝坝凝析气田的应用》(石油钻探技术,2002.01,赵新庆,P75～76)中提及使用油溶型暂堵剂，通过反向压力和原油溶解作用实现解堵。通过上述研究可以看出，现有的修井用(修井液、压井液)暂堵型储层保护剂主要为：酸溶型，降解型、油溶型。
分析现有技术，其中的酸溶性储层保护剂，都需要在修井后注入酸液进行解堵，该技术由于需要额外的注酸施工，因此增加了修井作业成本和作业时间；其中的油溶性储层保护剂主要借助地层产出油实现解堵，主要应用于新井或低含水油井，而对于开发中后期的油井由于产出液高含水(>90％)，原油含量低，其解堵效率大幅降低；其中的水溶性储层保护剂主要为可溶盐，主要借助地层水或注入淡水实现解堵，但由于其应用时普遍选用饱和盐水(NaCl)作为基液，密度范围高于1.20，封堵能力差，因此不适用于低压易漏油井修井。
发明内容
为解决油田进入开发中后期，油井储层地层压力衰减普遍低于正常压力(1.0)，修井过程中极易发生井下漏失，导致储层伤害的问题，现有的暂堵型储层保护剂作用单一，与开采后期油井高含水产液特征匹配性差的问题。本发明针对修井作业过程中地层压力低、易漏储层，开发出一种修井用暂堵型储层保护剂及其制备方法。该暂堵型储层保护剂封堵能力强、岩心渗透率恢复率高，配制简单、实施方便。本发明提供的暂堵型储层保护剂通过变形与自然堆积形成暂堵带以防止漏失，修井后利用开发后期油井产油高含水特征实现自行解堵，恢复储层与油井连通的通道和油气生产，为修井过程中的防漏和储层保护提供技术手段。
本发明的目的在于提供一种暂堵型储层保护剂，包括主剂A、辅剂B、辅剂C，其中，主剂A选自丙烯酸盐类化合物、丙烯酰胺类化合物、羧甲基纤维素类化合物中的至少一种，辅剂B选自石油树脂，辅剂C选自有机钠盐、多糖类高分子化合物中的至少一种；优选地，主剂A选自淀粉丙烯酸盐类化合物、接枝丙烯酰胺类化合物、交联羧甲基纤维素类化合物中的至少一种，辅剂B选自C5石油树脂、C9石油树脂、C5/C9共聚石油树脂、脂环族树脂中的至少一种，辅剂C选自羧甲基纤维素钠、淀粉磷酸酯钠、羧甲基淀粉钠、黄原胶、海藻酸钠、结冷胶中的至少一种；更优选地，主剂A选自接枝丙烯酰胺类化合物，最优选选自淀粉接枝丙烯酰胺、交联羧甲基纤维素接枝丙烯酰胺、交联型羟乙基纤维素接枝丙烯酰胺中的至少一种，辅剂B选自C5石油树脂、C5/C9共聚石油树脂中的至少一种，辅剂C选自黄原胶、海藻酸钠、结冷胶中的至少一种。
上述暂堵型储层保护剂中，
以主剂A用量为100质量份计，辅剂B用量为100～1000份，辅剂C用量为5～50质量份；优选地，以主剂A用量为100质量份计，辅剂B用量为120～800份，辅剂C用量为8～30份；
主剂A粒径范围为100～500μm，优选为120～300μm；
辅剂B粒径范围为50～300μm，优选为100～250μm；辅剂B软化点为50～140℃，优选为70～100℃；
辅剂C粒径范围为20～200μm，优选为50～150μm。
本发明提供的暂堵型储层保护剂中，主剂A是一种具有三维交联网状结构的新型功能高分子材料，带有大量亲水基团，通过渗透压和静电作用，能吸收相当于自身重量数倍以上的水；主剂A与高矿度地层水接触后发生释水作用、体积显著缩小(见图2)，利于返排。辅剂B的设计思路：(a)辅剂B与主剂A具有协同作用，起到封堵地层通道的作用；(b)辅剂B与地层原油接触后发生溶解作用，实现破坏暂堵层。辅剂C的设计思路：提高体系的液相黏度，改进体系的流变性能，并进一步降低体系的滤失量，且在井底温度下，会发生自然降解，进一步破坏暂堵带，油井得以恢复生产；辅剂C，其独特的分子结构决定了辅剂C具有增稠、抗剪切、在高矿化度下保持稳定的作用。
本发明的另一目的在于提供一种上述暂堵型储层保护剂的制备方法，包括将包含有上述主剂A、辅剂B、辅剂C在内的组分加入到水中，搅拌均匀、干燥、粉碎后，即得所述的暂堵型储层保护剂，优选包括向水中依次加入辅剂C、主剂A、辅剂B，搅拌均匀、干燥、粉碎后，即得所述的暂堵型储层保护剂。具体包含以下步骤：
步骤一、向水中加入辅剂C，加热搅拌均匀；
步骤二、向步骤一得到的溶液中加入主剂A，继续搅拌；
步骤三、向步骤二得到的溶液中加入辅剂B，加热搅拌均匀；
步骤四：干燥、粉碎，即得所述的暂堵型储层保护剂。
上述制备方法中，主剂A选自丙烯酸盐类化合物、丙烯酰胺类化合物、羧甲基纤维素类化合物中的至少一种，辅剂B选自石油树脂，辅剂C选自有机钠盐、多糖类高分子化合物中的至少一种；优选地，主剂A选自淀粉丙烯酸盐类化合物、接枝丙烯酰胺类化合物、交联羧甲基纤维素类化合物中的至少一种，辅剂B选自C5石油树脂、C9石油树脂、C5/C9共聚石油树脂、脂环族树脂中的至少一种，辅剂C选自羧甲基纤维素钠、淀粉磷酸酯钠、羧甲基淀粉钠、黄原胶、海藻酸钠、结冷胶中的至少一种；更优选地，主剂A选自接枝丙烯酰胺类化合物，最优选选自淀粉接枝丙烯酰胺、交联羧甲基纤维素接枝丙烯酰胺、交联型羟乙基纤维素接枝丙烯酰胺中的至少一种，辅剂B选自C5石油树脂、C5/C9共聚石油树脂中的至少一种，辅剂C选自黄原胶、海藻酸钠、结冷胶中的至少一种。
上述制备过程中，以主剂A用量为100质量份计，辅剂B用量为100～1000质量份，辅剂C用量为5～50质量份，水用量为1000～50000质量份；优选地，以主剂A用量为100质量份计，辅剂B用量为120～800质量份，辅剂C用量为8～30质量份，水用量为1500～30000质量份；
其中，主剂A粒径范围为100～500μm，优选为120～300μm；辅剂B粒径范围为50～300μm，优选为100～250μm，辅剂B软化点为50～140℃，优选为70～100℃；辅剂C粒径范围为20～200μm，优选为50～150μm。
上述制备过程中，步骤一中加热温度为80～90℃，加热时间为2～4h；步骤二中加热温度为80～90℃，加热时间为2～3h；步骤三中加热温度为40～50℃，加热时间为1～2h；步骤四中干燥温度为50～70℃，干燥时间为5～10h；步骤四粉碎后得到的暂堵型储层保护剂还需要进行筛分处理，筛分处理可以采用常用的筛分手段，如采用筛网进行筛分，筛分时可以根据实际粉粒径需求选择合适的筛网孔径，例如可以采用80目筛网进行筛分。
本发明的再一目的在于提供一种上述暂堵型储层保护剂或者由上述制备方法得到的暂堵型储层保护剂的应用，该暂堵型储层保护剂可以用于油井的修井作业。
本发明提供的暂堵型储层保护剂由主剂A、辅剂B和辅剂C三部分组成，(1)暂堵型储层保护剂主剂A，其对水质矿化度极其敏感；(2)暂堵型储层保护剂辅剂B；(3)暂堵型储层保护剂辅剂C。本发明提供的暂堵型储层保护剂的作用机理如图1中所述，该三组分按照一定比例混配形成暂堵型储层保护剂，在修井过程中，在正压差(井筒液柱压力大于地层孔隙压力)的作用下，该保护剂在油井井下储层通道内通过颗粒自然堆积形成暂堵带，防止漏失。在修井结束后，油井采用机械采油方式逐渐建立负压差(井筒液柱压力小于地层孔隙压力)，地层原油与地层水逐渐与暂堵带接触，主剂A与高矿度地层水接触后发生释水作用、体积显著缩小，利于返排；辅剂B与地层原油接触后发生溶解作用；辅剂C在井底温度下，会发生自然降解；进而形成的暂堵带会得到有效解除，油井得以恢复生产。
与现有技术相比，本发明提供的暂堵型储层保护剂具有以下优点：
(1)与常规修井液相比，本发明提供的暂堵型储层保护剂具有良好的流变性能、封堵能力强、携砂能力强；
(2)本发明提供的暂堵型储层保护剂排水复产期明显缩短，具有显著的储层保护效果；
(3)本发明提供的暂堵型储层保护剂在现场应用时，具有良好的防漏与储层保护效果；
(4)本发明提供的暂堵型储层保护剂的制备方法，工艺简单、操作易行、绿色环保，具有潜在的应用前景。
附图说明
图1-1和图1-2为本发明提供的暂堵型储层保护剂的作用机理示意图；其中，图1-1为封堵机理，图中a为地层原油、b为地层水、c为本发明的暂堵型储层保护剂，在井筒-地层正压差的作用下，物质c进入储层岩石孔道中，进而发生形态变化、化学粘连，形成近井壁屏蔽的致密暂堵带，隔离修井液与地层流体a和b，防止修井液持续污染储层；图1-2为解堵机理，图中a为地层原油、b为地层水，修井作业后随着排液的进行，井筒-地层建立负压差，屏蔽暂堵带部分成份与物质b接触后发生释水作用，体积显著缩小(如图2所示)利于返排，屏蔽暂堵带可溶成份与物质a接触后发生溶解作用，进而屏蔽暂堵带遭到破坏，储层与井筒间连通的通道得以恢复，油井恢复正常生产；
图2为暂堵型储层保护剂主剂A作用机理。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明进行具体的描述，有必要在此指出的是以下实施例只用于对本发明的进一步说明，不能理解为对本发明保护范围的限制，本领域技术人员根据本发明内容对本发明做出的一些非本质的改进和调整仍属本发明的保护范围。
实施例中所采用的原料及来源如下：
暂堵型储层保护剂主剂A(交联羧甲基纤维素接枝丙烯酰胺，河北金丰新材料科技有限公司；交联型羟乙基纤维素接枝丙烯酰胺，山东龙泉化工厂；淀粉接枝丙烯酰胺，山东东达纤维素有限公司)
暂堵型储层保护剂辅剂B(C5/C9共聚石油树脂，河南昌誉石油树脂有限公司；C5石油树脂，河南恒丰石油化工有限公司)
暂堵型储层保护剂辅剂C(黄原胶，上海恒生化工有限公司；海藻酸钠，河南吉乾生物科技有限公司；结冷胶，河北鑫合生物化工有限公司)
对比例1(钻井液用油溶性暂堵剂JRDL，河北冀瑞丰化工有限公司)
对比例2(吸水树脂NR-610，山东诺尔化工有限责任公司)
1)实施例
暂堵型储层保护剂的制备：实施例1～8
实施例1
水100质量份；暂堵型储层保护剂主剂A：交联羧甲基纤维素接枝丙烯酰胺0.5质量份，粒径120～250μm；暂堵型储层保护剂辅剂B：C5/C9共聚石油树脂)4质量份，粒径120～250μm，软化点为85℃；暂堵型储层保护剂辅剂C：黄原胶0.05质量份，粒径50～100μm。
具体制备方法如下：
步骤一、向水中加入辅剂C，80℃加热搅拌3h；
步骤二、向步骤一得到的溶液中加入主剂A，保持80℃继续搅拌2h；
步骤三、向步骤二得到的溶液中加入辅剂B，40℃加热搅拌均匀2h；
步骤四、将步骤3得到的保护剂溶液60℃干燥6h，粉碎、过80目筛网后得到暂堵型储层保护剂。
实施例2
水100质量份；暂堵型储层保护剂主剂A：交联型羟乙基纤维素接枝丙烯酰胺1.5质量份，粒径120～250μm；暂堵型储层保护剂辅剂B：C5/C9共聚石油树脂2质量份，粒径120～250μm，软化点为90℃；暂堵型储层保护剂辅剂C：海藻酸钠0.4质量份，粒径50～100μm。按实施例1中的制备方法，制备得到暂堵型储层保护剂。
实施例3
水100质量份；暂堵型储层保护剂主剂A：交联羧甲基纤维素接枝丙烯酰胺2.5质量份，粒径150～300μm；暂堵型储层保护剂辅剂B：C5/C9共聚石油树脂3质量份，粒径范围100～180μm，软化点为90℃；暂堵型储层保护剂辅剂C：黄原胶0.2质量份，粒径范围80～150μm。按实施例1中的制备方法，制备得到暂堵型储层保护剂。
实施例4
水100质量份；暂堵型储层保护剂主剂A：淀粉接枝丙烯酰胺2.5质量份，粒径150～300μm；暂堵型储层保护剂辅剂B：C5石油树脂3质量份，粒径范围100～180μm，软化点为70℃；暂堵型储层保护剂辅剂C：结冷胶0.2质量份，粒径范围80～150μm。按实施例1中的制备方法，制备得到暂堵型储层保护剂。
实施例5
水100质量份；暂堵型储层保护剂主剂A：交联羧甲基纤维素接枝丙烯酰胺1.0质量份，粒径120～200μm，淀粉接枝丙烯酰胺1.8质量份，粒径150～300μm；暂堵型储层保护剂辅剂B：C5石油树脂2质量份，粒径范围100～150μm，软化点为70℃，C5/C9共聚石油树脂3质量份，粒径范围80～180μm，软化点为95℃；暂堵型储层保护剂辅剂C：结冷胶0.1质量份，粒径范围80～150μm，黄原胶0.15质量份，粒径范围80～150μm。按实施例1中的制备方法，制备得到暂堵型储层保护剂。
实施例6
水100质量份；暂堵型储层保护剂主剂A：交联型羟乙基纤维素接枝丙烯酰胺1.0质量份，粒径120～250μm，淀粉接枝丙烯酰胺1.5质量份，粒径150～300μm；暂堵型储层保护剂辅剂B：C5石油树脂2.0质量份，粒径范围100～180μm，软化点为70℃，C5/C9共聚石油树脂2.0质量份，粒径范围80～180μm，软化点为95℃；暂堵型储层保护剂辅剂C：海藻酸钠0.2质量份，粒径50～100μm，黄原胶0.15质量份，粒径范围80～150μm。按实施例1中的制备方法，制备得到暂堵型储层保护剂。
实施例7
水100质量份；暂堵型储层保护剂主剂A：交联型羟乙基纤维素接枝丙烯酰胺0.5质量份，粒径120～250μm，交联羧甲基纤维素接枝丙烯酰胺1.0质量份，粒径120～250μm；暂堵型储层保护剂辅剂B：C5石油树脂3.0质量份，粒径范围100～180μm，软化点为95℃，C5/C9共聚石油树脂1.0质量份，粒径范围80～180μm，软化点为100℃；暂堵型储层保护剂辅剂C：海藻酸钠0.2质量份，粒径50～100μm，结冷胶0.1质量份，粒径范围80～150μm。按实施例1中的制备方法，制备得到暂堵型储层保护剂。
实施例8
水100质量份；暂堵型储层保护剂主剂A：交联型羟乙基纤维素接枝丙烯酰胺0.5质量份，粒径120～250μm，交联羧甲基纤维素接枝丙烯酰胺1.0质量份，粒径120～250μm，淀粉接枝丙烯酰胺1.0质量份，粒径150～300μm；暂堵型储层保护剂辅剂B：C5石油树脂2.0质量份，粒径范围100～180μm，软化点为95℃，C5/C9共聚石油树脂2.0质量份，粒径范围80～180μm，软化点为100℃；暂堵型储层保护剂辅剂C：海藻酸钠0.1质量份，粒径50～100μm，结冷胶0.1质量份，粒径范围80～150μm，黄原胶0.1质量份，粒径范围80～150μm。按实施例1中的制备方法，制备得到暂堵型储层保护剂。
实施例9暂堵型储层保护剂的评价试验
配制修井液：
以现场常用的3％KCl盐水作为基液，评价实施例1～8得到的暂堵型储层保护剂产品以及市场常见的油溶树脂、吸水树脂等产品效果，设定加量为3％，即100份3％KCl盐水分别加入实施例1～8得到的暂堵型储层保护剂和对比例1～2的样品，配制成修井液，用以评价产品的封堵效果和岩心渗透率恢复率。
①封堵效果评价
主要仪器：FA无渗透钻井液滤失仪(青岛海通达专用仪器有限公司)
实验方法：采用FA无渗透钻井液滤失仪对封堵性能进行评测。其实验过程如下：
a)向FA滤失仪有机玻璃管内灌注约350cm3所选粒径河砂(尽量模拟储层孔渗特征)，敦实；
b)向FA滤失仪有机玻璃管内灌注配制好的以上所述修井液500cm3，操作应缓慢，避免冲散砂床表面，影响观测效果；
c)将有机玻璃管放置到FA砂床滤失仪台架上，旋紧上盖；打开氮气瓶主阀，调整调压阀至100psi，调整FA滤失仪至100psi；
d)打开FA滤失仪进气阀，检查系统密封性，保证无气体泄漏；
e)打开有机玻璃管下端旋塞开关，开始计时，观察修井液侵入砂床的封堵效果；
f)30min后关闭氮气瓶总开关，释放系统圈闭压力，使用钢尺测量修井液侵入砂床的深度，观测收集到的修井液滤液量。
②抗温能力测试
将暂堵型储层保护剂配制成修井液后，在120℃老化16h来表征其抗温能力：
主要仪器：
钻井液高温滚子加热炉及陈化釜(仪器厂家：青岛海通达专用仪器有限公司)
具体作法参照GB/T29170-2012石油天然气工业钻井液实验室测试，21.5.6，简述为：
a)按以上所述实施例9配置修井液的配液方法准备好待评价修井液500ml；
b)将待评价修井液倒入陈化釜内，放置于加热炉内，温度设置在120℃；
c)待加热炉温度达到120℃后，开始计时，静态或动态养护16h；
d)养护16h后，关闭加热炉，待陈化釜冷却至室温后，取样修井液进行封堵性能测试。
表1为实施例1～8得到的暂堵型储层保护剂和对比例1～2保护剂产品的封堵效果以及120℃老化16h的抗温能力的测试结果。
表1暂堵型储层保护剂封堵效果
表1结果表明，现场普遍使用的现场修井液(3％KCl盐水)不具有任何封堵性能，使用本发明提供的暂堵型修井液保护剂后可有效封堵40目以细的砂床，与对比例1和对比例2的常规产品(现有技术可见的油溶树脂、吸水树脂)相比，其砂床侵入深度浅、无滤失，封堵性能好，且可抗温120℃。
③储层保护剂的保护效果评价
依据SY/T5358“储层敏感性流动实验评价方法”对实施例1～8制备得到的暂堵型储层保护剂的保护效果进行评价，具体实验步骤如下：
a)使用过滤煤油正向流动，测定岩心原始渗透率K0：
b)使用暂堵型储层保护剂修井液(实施例9中所配制的修井液)反向流动，对岩心进行污染；
c)使用2PV体积的(PV为岩心孔隙体积)模拟地层水正向流动，对岩心污染带进行初步解堵；
d)使用2PV过滤煤油正向流动，测定岩心渗透率Kr；
e)计算岩心渗透率恢复率，Kr和K0的比值(Kr/K0)即为恢复率。
表2为实施例1～8制备得到的暂堵型储层保护剂和对比例1～2的保护剂产品的岩心污染实验结果。
表2.暂堵型储层保护剂岩心污染实验结果
污染前K0，md 污染后Kr，md 恢复率，％
实施例1 0.251 0.235 93.6
实施例2 0.573 0.521 90.9
实施例3 0.426 0.396 93.0
实施例4 1.254 1.144 91.2
实施例5 0.876 0.809 92.3
实施例6 0.558 0.526 94.2
实施例7 0.624 0.585 93.7
实施例8 0.354 0.329 92.8
对比例1 0.502 0.423 84.3
对比例2 0.463 0.382 82.5
表2结果表明，使用暂堵型修井液保护剂岩心渗透率恢复值大于90％；与对比例1和对比例2中的常规产品(现有技术可见的油溶树脂、吸水树脂)相比，其储层保护效果更加明显。
通过上述效果评价可以看出，与常规油溶性树脂或吸水树脂相比，本发明提供的暂堵型储层保护剂具有封堵能力强、携砂能力强、储层保护效果明显等特点，其主要的技术性能如下：(1)封堵能力强：0.7MPa下40目以细砂床实验，修井液漏失量为0mL，常温侵入深度小于5cm，120℃老化后侵入深度小于8cm；(2)储层保护效果明显：岩心污染流动实验测得岩心渗透率恢复值大于90％。
④现场应用性能评价
对本发明实施例7中得到的暂堵型储层保护剂在河南油田古249井、哈萨克斯坦KKM油田K301井和K190井进行了现场应用，也取得了良好的防漏与储层保护效果。
现场应用采用实施例7制备的暂堵型储层保护剂来配制修井液，修井液的配制方法如下：
(1)按照待修井井筒容积的0.5～1.5倍体积量配制暂堵型储层保护修井液；
(2)修井液配方为淡水+3％KCL+3％暂堵型储层保护剂，即每1m3淡水，按次序加入30kgKCl、30kg暂堵型储层保护剂；
(3)使用电动搅拌器搅拌2～3小时；
(4)入井时，首先泵注暂堵型储层保护修井液，然后按实际需要泵注常规修井液压井或洗井，即淡水+3％KCl(即每1m3淡水，按次序加入30kgKCl)。
具体测试方法如下：
(1)修井作业前，记录近7天油井连续生产的产液量和含水率，计算平均产液量Q0与平均含水率W0；
(2)修井作业后，保持与修井前相同的机械采油参数生产，连续监测油井日产液量Qi和含水率Wi；
(3)修井作业后保持与作业前相同的生产参数进行生产时起，当含水率首次出现Wi≤W0时止，起止时间差记作排水复产期T；
(4)记录含水率首次出现Wi≤W0后7天油井连续生产日产液量，计算平均产液量，记作Qi+7；
(5)按照(1)～(3)计算同井上次使用常规修井液的排水复产期T0以及使用暂堵型储层保护剂修井作业后排水复产期T1，按(T0-T1)/T0计算排水复产期缩短率D；
(6)计算产液量恢复率R，即Qi+7/Q0的比值。
表3.现场应用性能参数数值
通过采用上述测试方法，并记录各参数数值，经计算结果如下：
河南油田古249井修井后产液量恢复96％以上，排水复产期缩短45％；
哈萨克斯坦KKM油田K301井修井后产液量恢复95％以上，排水复产期缩短54％；
哈萨克斯坦KKM油田K190井修井后产液量恢复98％以上，排水复产期缩短42％；
由上述计算结果可以看出，本发明提供的修井用暂堵型储层保护剂排水复产期明显缩短，具有良好的防漏与储层保护效果。

Claims (11)

1.一种暂堵型储层保护剂，包括主剂A、辅剂B、辅剂C，
所述的主剂A选自淀粉接枝丙烯酰胺、交联羧甲基纤维素接枝丙烯酰胺、交联型羟乙基纤维素接枝丙烯酰胺中的至少两种，所述的主剂A粒径范围为100~500μm；
所述的辅剂B选自C5石油树脂和C5/C9共聚石油树脂，所述的辅剂B粒径范围为50~300μm，所述的辅剂B软化点为70~100℃；
所述的辅剂C选自黄原胶、海藻酸钠、结冷胶中的至少两种，所述的辅剂C粒径范围为20~200μm；
以所述的主剂A用量为100质量份计，所述的辅剂B用量为100~1000质量份，所述的辅剂C用量为5~50质量份。
2.根据权利要求1所述的保护剂，其特征在于，
以所述的主剂A用量为100质量份计，所述的辅剂B用量为120~800质量份，所述的辅剂C用量为 8~30质量份。
3.根据权利要求1所述的保护剂，其特征在于，
所述的主剂A粒径范围为120~300μm；和/或，
所述的辅剂B粒径范围为100~250μm；和/或，
所述的辅剂C粒径范围为50~150μm。
4.一种根据权利要求1~3之任一项所述的暂堵型储层保护剂的制备方法，包括将包含有所述的主剂A、辅剂B、辅剂C在内的组分加入到水中，搅拌均匀、干燥、粉碎后，即得所述的暂堵型储层保护剂。
5.根据权利要求4所述的制备方法，包括向水中依次加入辅剂C、主剂A、辅剂B，搅拌均匀、干燥、粉碎后，即得所述的暂堵型储层保护剂。
6.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，包含以下步骤：
步骤一、向水中加入辅剂C，加热搅拌均匀；
步骤二、向步骤一得到的溶液中加入主剂A，继续搅拌；
步骤三、向步骤二得到的溶液中加入辅剂B，加热搅拌均匀；
步骤四：干燥、粉碎，即得所述的暂堵型储层保护剂。
7.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，
以所述的主剂A用量为100质量份计，所述的辅剂B用量为100~1000质量份，所述的辅剂C用量为 5~50质量份，所述的水用量为1000~50000质量份。
8.根据权利要求7所述的制备方法，其特征在于，
以所述的主剂A用量为100质量份计，所述的辅剂B用量为120~800质量份，所述的辅剂C用量为8~30质量份，所述的水用量为1500~30000质量份。
9.根据权利要求6所述的制备方法，其特征在于，
所述的步骤一中加热温度为80~90℃，加热时间为2~4h；和/或，
所述的步骤二中加热温度为80~90℃，加热时间为2~3h；和/或，
所述的步骤三中加热温度为40~50℃，加热时间为1~2h；和/或
所述的步骤四中干燥温度为50~70℃，干燥时间为5~10h。
10.根据权利要求6所述的制备方法，其特征在于，所述的步骤四粉碎后得到的暂堵型储层保护剂还需要进行筛分处理。
11.一种根据权利要求1~3之任一项所述的暂堵型储层保护剂或者由权利要求4~10之任一项所述的制备方法得到的暂堵型储层保护剂的应用，其特征在于，所述的暂堵型储层保护剂用于油井的修井作业。
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