CN116396733B - 一种封堵剂及其施工方法 - Google Patents
一种封堵剂及其施工方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116396733B CN116396733B CN202310391944.5A CN202310391944A CN116396733B CN 116396733 B CN116396733 B CN 116396733B CN 202310391944 A CN202310391944 A CN 202310391944A CN 116396733 B CN116396733 B CN 116396733B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- agent
- plugging agent
- plugging
- parts
- regulator
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000010276 construction Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 109
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000012744 reinforcing agent Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 11
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims description 6
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims description 6
- 238000009933 burial Methods 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 2
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 abstract description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 15
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 13
- 125000002252 acyl group Chemical group 0.000 abstract description 5
- VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 1-Butene Chemical compound CCC=C VXNZUUAINFGPBY-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N butene Natural products CC=CC IAQRGUVFOMOMEM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 23
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 15
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 9
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 9
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- TVEXGJYMHHTVKP-UHFFFAOYSA-N 6-oxabicyclo[3.2.1]oct-3-en-7-one Chemical compound C1C2C(=O)OC1C=CC2 TVEXGJYMHHTVKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 4
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 4
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 3
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 239000002585 base Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- YLOCGHYTXIINAI-XKUOMLDTSA-N (2s)-2-amino-3-(4-hydroxyphenyl)propanoic acid;(2s)-2-aminopentanedioic acid;(2s)-2-aminopropanoic acid;(2s)-2,6-diaminohexanoic acid Chemical compound C[C@H](N)C(O)=O.NCCCC[C@H](N)C(O)=O.OC(=O)[C@@H](N)CCC(O)=O.OC(=O)[C@@H](N)CC1=CC=C(O)C=C1 YLOCGHYTXIINAI-XKUOMLDTSA-N 0.000 description 1
- PUAQLLVFLMYYJJ-UHFFFAOYSA-N 2-aminopropiophenone Chemical compound CC(N)C(=O)C1=CC=CC=C1 PUAQLLVFLMYYJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000016726 Coat Protein Complex I Human genes 0.000 description 1
- 108010092897 Coat Protein Complex I Proteins 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/10—Geothermal energy
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明提供了一种封堵剂及其施工方法，属于油藏开发工程领域。本发明提供的封堵剂，以质量份数计，包括以下组分：液态固化剂80～100份；增强剂1～20份；调节剂0.3～5份；所述液态固化剂含有胺基和酰基；所述增强剂具有式I所示的结构；所示调节剂具有式II所示的结构。增强剂在常温下阻碍固化反应的发生，使封堵剂保持低粘度，从而使封堵剂达到预定位置。在地层温度和注入时间的作用下增强剂与液态固化剂、调节剂的结合能力变弱，液态固化剂与调节剂发生反应，生成HCl分子促使增强剂解锁，释放丁烯气体，随着反应体系粘度增加，丁烯被困在反应体系内，使封堵剂体积膨胀从而达到封堵出水通道、提高单井产能的目的。
Description
技术领域
本发明涉及油藏开发工程领域，尤其涉及一种封堵剂及其施工方法。
背景技术
低渗、低压、低产油藏通常采用菱形反九点井网(400×100m)超前注水开发。但是油井投产后含水上升较快，水淹井较多。这严重制约了油田的高效开发生产，因此需要一种封堵材料来解决油井后期见水严重的问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种封堵剂及其施工方法，本发明封堵剂对出水通道具有良好的堵塞作用。
为了实现上述发明目的，本发明提供以下技术方案：
本发明提供了一种封堵剂，以质量份数计，包括以下组分：
液态固化剂 80～100份；
增强剂 1～20份；
调节剂 0.3～5份；
所述液态固化剂含有胺基和酰基；
所述增强剂具有式I所示的结构；所述调节剂具有式II所示的结构：
所述R4、R5分别独立地包括H、CH3、C2H5和C3H7中的一种。
优选的，所述液态固化剂具有式III所示的结构：
所述R1、R2、R3分别独立地包括H、CH3、C2H5和C3H7中的一种。
优选的，所述封堵剂发生固化的温度为40～80℃，所述封堵剂进行固化的时间低于80h。
优选的，所述封堵剂的密度为0.9～1.05g/cm3，25℃时的粘度<10mPa·s。
优选的，所述封堵剂固化后的体积增加5～40％。
优选的，所述封堵剂固化后的抗压强度为18～60MPa，渗透率＜0.1mD。
本发明还提供了上述方案所述封堵剂的施工方法，包括以下步骤：
在油藏的裂缝中依次注入前置液和封堵剂，然后注入顶替液将封堵剂顶到预定位置发生固化。
优选的，所述油藏的埋深为1840m～1860，平均油层厚度为12～14m，地层温度为50～60℃，原始地层压力10～15.0MPa，地温梯度为2.5～3℃/100m，压力系数为0.7～0.9，渗透率为0.1～0.5mD。
优选的，所述油藏的夹层包括泥质夹层和钙质夹层。
优选的，所述油藏的储隔层应力差为4.2～7.5MPa。
本发明提供了一种封堵剂，以质量份数计，包括以下组分：液态固化剂80～100份；增强剂1～20份；调节剂0.3～5份；所示液态固化剂含有胺基和酰基；所示增强剂具有式I所示的结构；所示调节剂具有式II所示的结构。本发明的增强剂中的-C4H9在常温下可以断键并与液态固化剂的-NH2或-COR1结合、与调节剂中的-COCl官能团结合，阻碍液态固化剂自身反应以及液态固化剂与调节剂之间的反应，使封堵剂保持低粘度，从而使封堵剂达到预定位置。在地层温度和注入时间的作用下-C4H9与-NH2、-COR1、-COCl的结合能力变弱，液态固化剂与调节剂发生反应，生成的HCl分子进一步促使-C4H9与-NH2、-COR1、-COCl的分离，分离后的-C4H9会脱氢生成丁烯，随着反应体系粘度增加，丁烯被困在反应体系内，使封堵剂的体积膨胀从而达到封堵出水通道、提高单井产能的目的。
附图说明
图1为实施例1在不同温度下不同时间的粘度；
图2为实施例1、8～10的封堵剂在不同温度下的固化时间；
图3为实施例1～7的封堵剂在不同温度下的固化时间；
图4为实施例5的封堵剂在40℃的固化温度下固化时间与抗压压力的关系；
图5为实施例5的封堵剂在50℃的固化温度下固化时间与抗压压力的关系；
图6为实施例5的封堵剂在70℃的固化温度下固化时间与抗压压力的关系；
图7为实施例5的封堵剂在80℃的固化温度下固化时间与抗压压力的关系；
图8为实施例1的封堵剂固化前后的体积测量实物图；
图9为实施例1的封堵剂与地层水混合固化后的实物图；
图10为实施例1的封堵剂与正己烷混合固化后的实物图；
图11为实施例1的封堵剂与砂石混合固化后的实物图；
图12为本发明液态固化剂、增强剂、调节剂和封堵剂以及固化后的封堵剂的实物图；
图13为实施例1的封堵剂在55℃的温度下的状态及实物图；
图14为实施例1的封堵剂分别与地层水、砂石、堵井前置液、顶替液混合后温度与固化时间的关系；
图15为将实施例1的封堵剂在55℃温度下固化5h后分别置于的1～13pH范围内、CO2饱和水溶液环境、30ppmH2S水溶液环境后材料质量随时间的变化曲线；
图16为长8层压裂裂缝方位；
图17为本发明封堵剂的固化机理。
具体实施方式
本发明提供了一种封堵剂，以质量份数计，包括以下组分：
液态固化剂 80～100份；
增强剂 1～20份；
调节剂 0.3～5份；
所述液态固化剂含有胺基和酰基；所示增强剂具有式I所示的结构；所示调节剂具有式II所示的结构：
所述R4、R5分别独立地包括H、CH3、C2H5和C3H7中的一种。
以质量份数计，本发明所述封堵剂包括液态固化剂80～100份，优选为90～95份。在本发明中，所述液态固化剂含有胺基和酰基。在本发明中，所述液态固化剂优选具有式III所示的结构式。
所述R1、R2、R3分别独立地优选包括H、CH3、C2H5和C3H7中的一种。
液态固化剂中的-NH2和-COR1发生反应产生共价键，从而交联固化。
以所述液态固化剂的质量份数为基准，本发明所述封堵剂包括增强剂1～20份，优选为5～15份，更优选为8～12份。在本发明中，所述增强剂具有式I所示的结构式。增强剂中的-C4H9可断键，然后与液态固化剂中的-NH2或-COR1发生反应，达到保护-NH2或-COR1，阻碍液态固化剂反应的目的，并且在固化温度下-C4H9与-NH2或-COR1断键。
以所述液态固化剂的质量份数为基准，本发明所述封堵剂包括调节剂0.3～5份，优选为1～4份，更优选为2～3份。在本发明中，所述调节剂具有式II所示的结构式。调节剂为封堵剂提供交联和催化作用，调节剂的催化作用在调节剂和增强剂反应后产生。调节剂能够与部分未被增强剂保护的官能团反应，生成既能破坏增强剂保护作用的小分子，又能催化液态固化剂自身反应的小分子。若不加入调节剂，虽然液态固化剂能够迅速与增强剂反应，但仅有少量液态固化剂能够与增强剂反应，使得封堵剂无法固化。
本发明中液态固化剂、调节剂和增强剂的来源若没有特殊说明，均为市售产品。
在本发明中，所述封堵剂发生固化的温度优选为25～80℃，更优选为45～60℃，进一步优选为50～55℃。在本发明中，所述封堵剂进行固化的时间优选低于80h，更优选为5～60h，更优选为20～40h。
在本发明中，所述封堵剂密度为0.9～1.05g/cm3，更优选为0.95～1.02g/cm3，更优选为0.98～1g/cm3。25℃时的粘度优选<10mPa·s，更优选为2～8Pa·s，进一步优选为4～6Pa·s。
在本发明中，所述封堵剂固化后的抗压强度优选为18～60MPa，更优选为20～50MPa，进一步优选为30～40MPa；渗透率优选＜0.1mD，更优选为0.02～0.08mD，进一步优选为0.04～0.06mD。
本发明对所述封堵剂的制备方法没有特殊的限定，采用本领域技术人员熟知的方案混合均匀即可。本发明的封堵剂可以现场现用现配。液态固化剂、增强剂、调节剂和封堵剂以及固化后的封堵剂的实物图如图12所示。
本发明还提供了上述方案所述封堵剂的施工方法，包括以下步骤；
在油藏的裂缝中依次注入前置液和封堵剂，然后注入顶替液将封堵剂顶到预定位置发生固化。
在本发明中，所述前置液和顶替液为胍胶液。在本发明中，以质量分数计，所述前置液和顶替液优选包括CJ2-60.3％、CF-5D 0.5％、COP-10.5％、CJSJ-30.1％和余量的水。
在本发明中，所述油藏的埋深优选为1840～1860m，更优选为1850m，平均油层厚度优选为12～14m，更优选为13.0m，地层温度优选为50～60℃，更优选为55～58℃，原始地层压力优选为10～15.0MPa，更优选为13～14MPa，地温梯度优选为2.5～3℃/100m，更优选为2.7～2.8℃/100m，压力系数优选为0.7～0.9，更优选为0.8～0.85，渗透率优选为0.1～0.5mD，更优选为0.2～0.4mD；所述油藏的夹层优选包括泥质夹层和钙质夹层。在本发明中，所述泥质夹层优选含有泥岩。在本本发明中，所述油藏的地层水优选为CaCl2型，pH值优选为6.0。所述油藏的储层敏感性优选为弱速敏、弱水敏、弱盐敏、弱酸敏和弱碱敏。
在本发明中，所述油藏的储隔层应力差优选为4.2～7.5MPa，平均值优选为5.9MPa。所述油藏的岩石垂向主应力优选为最大，水平最大主应力方位优选为NE75°。
本发明封堵剂的固化机理如图17所示。
下面结合实施例对本发明提供的封堵剂及其制备方法进行详细的说明，但是不能把它们理解为对本发明保护范围的限定。
实施例1
将90份R1、R2、R3均为H的液态固化剂、10份R4为CH3的增强剂和4份R5为H的调节剂混合，得到封堵剂。
实施例2
与实施例1不同的仅是：调节剂为0.3份。
实施例3
与实施例1不同的仅是：调节剂为0.5份。
实施例4
与实施例1不同的仅是：调节剂为1份。
实施例5
与实施例1不同的仅是：调节剂为3份。
实施例6
与实施例1不同的仅是：调节剂为5份。
实施例7
与实施例1不同的仅是：增强剂为1份。
实施例8
与实施例1不同的仅是：增强剂为3份。
实施例9
与实施例1不同的仅是：增强剂为5份。
实施例10
与实施例1不同的仅是：增强剂为20份。
分别在25℃、40℃、45℃、55℃、60℃、70℃、80℃的温度下测量实施例1的封堵剂在不同时间下的粘度。具体为采用Brookfield公司生产的型号DV2T粘度计测量，测量采用62号转子，转速40rpm。结果如图1所示。
由图1可知，封堵剂的粘度在一段时间内不随温度变化，保持一段时间后(例如55℃下保持2.5h)，体系粘度开始显著增加，在0.5h左右迅速增加至仪器测量上限6000mPa·s，此时体系表观为凝胶状态。这说明本申请的封堵剂能够根据井下温度调控凝胶时间；
当温度在25℃，即环境温度时，体系粘度在3h内几乎不随时间变化，说明本申请的封堵剂可在地面进行现场配制，混合均匀后再注入井下，具有良好的操控性。
将实施例1的封堵剂在室温下避光静置72h后测量粘度。封堵剂的粘度为68mPa·s。这说明体系在较低温度下仍然会缓慢地发生反应，因此建议在地面配制固化膨胀自锁材料体系后，应尽快注入井下使用。配制完成的固化膨胀体系在25℃下停留时间不宜超过5h。
测量实施例1、8～10的封堵剂在不同温度下的固化时间，结果如图2所示。
由图2可知，随着调节剂用量的增多，同一温度下封堵剂的固化时间越小。
测量实施例1～7的封堵剂在不同温度下的固化时间，结果如图3所示。
由图3可知，随着增强剂用量的增加，同一温度下封堵剂的固化时间越小。
分别测量实施例5的封堵剂在40℃、50℃、70℃、80℃的固化温度下固化时间与抗压压力的关系。具体为选取直径为25mm，高35mm固化后的圆柱形样品，采用MTS美特斯工业系统，型号为CMT6103的万能力学试验机测试样品抗压性能。实验结果如图4～7所示。
由图4～7可知，本发明封堵剂的耐压范围在10MPa～82MPa；
样品耐压性能受固化温度影响较大，当固化温度≤50℃时，体系能够耐受≥30MPa的压力。这是由于反应速率较慢，增强剂解锁后产生的气体有充足的时间逸出体系，不会产生较大气泡，体系膨胀率较低。此时的样品受到压力后不会破碎，而是被压实；
当固化温度≥50℃时，体系能够耐受10MPa～18MPa的压力。这是由于体系反应速率较快，增强剂解锁后产生的气体被困在体系内，体系膨胀率较大。此时的样品受到压力后会破碎。
将实施例1的封堵剂在55℃温度下，固化5h。固化前后的封堵剂的体积测量实物图，如图8所示。
由图8可知，封堵剂在反应过程中产生了大量气泡。在气泡上升过程中体系凝固，使气泡困在材料内部，因此固化后的材料体积会发生40％的膨胀。
分别将实施例1的封堵剂与地层水、正己烷混合后在55℃的温度下固化5h，结果如图9～10所示。由图9～10可知，封堵剂能够在地层水和油相体系下稳定存在。
将实施例1的封堵剂与砂石混合后在55℃的温度下固化5h，结果如图11所示。由图11可知，封堵剂能够渗入砂石缝隙中，固化后将砂石包裹在内。这说明该材料与砂石有良好的亲和性，在地层中能够渗入细小岩缝中，固化后能够紧紧“抓住”缝隙壁，达到堵孔的目的。
将实施例1的封堵剂在55℃的温度下进行固化，观察其状态。观察结果和实物图如图13所示。
将实施例1的封堵剂分别与地层水、砂石、堵井前置液(0.3％胍胶溶液)、顶替液(0.3％胍胶溶液)按体积比1:1混合，观察温度与固化时间的关系，结果如图14所示。
由图14可知，封堵剂与地层水、砂石、堵井前置液、顶替液的配伍性良好，未出现不固化的现象。值得注意的是，固化膨胀自锁材料体系在低温(25℃)或高温(≥60℃)条件下受地层水、砂石、堵井前置液、顶替液的影响较小，固化时间约增加10％。在25℃～60℃范围内会受到地层水、砂石、堵井前置液、顶替液的影响，固化时间增加30％。
将实施例1的封堵剂在55℃温度下固化5h后取1.0g固化后的材料分别置于经HCl或NaOH调节的1～13pH范围(25℃)内、CO2饱和水溶液环境、30ppmH2S水溶液环境，考察材料质量和外观随时间的变化趋势。每次测量样品质量前，需要将样品在60℃烘箱中干燥1h。经过90天的实验，固化后的材料外观无明显变化，固化后的材料质量随时间的变化曲线如图15所示。经历90天后，样品质量未发生明显衰减，测量过程中样品的质量波动由误差产生。可以得出结论，固化膨胀自锁材料体系有着良好的耐酸碱、CO2、H2S腐蚀的能力。
应用例1
前置液、顶替液：
选用胍胶基液，配方：0.3％CJ2-6+0.5％CF-5D+0.5％COP-1+0.1％CJSJ-3+余量的水
通过对区块已完钻探井、评价井及开发井油藏埋深统计，长8油藏埋深约1850m，平均油层厚度13.0m，地层温度55.3℃，原始地层压力15.0MPa，地温梯度2.76℃/100m，压力系数0.81；
长8油藏孔隙度集中分布在8～12％范围内，渗透率集中分布在0.1～0.5mD范围内。长8油藏储层孔、渗在平面上的分布与砂体的展布一致，即水下河道发育，砂层厚度大的区域孔隙度、渗透率相对高，而水下河道不发育，砂层厚度薄的区域孔隙度渗透率相对低；
长8储层夹层多以泥质和钙质(物性)为主。泥质夹层主要由泥岩组成，是河道切割或垂向叠置形成的间隙残留泥岩，渗透性变差，测井曲线上反映为自然伽玛值偏高，自然电位明显回返，微电极曲线无幅度差；钙质夹层主要由河道切割叠置后在河道顶部位形成的钙质胶结带，在测井曲线上主要表现为声波值变低，电阻值升高。
区块原油性质较好，地面原油具有低密度、低粘度和低凝固点的特征。长8地层水为CaCl2型，pH值为6.0。长8油藏储层敏感性为弱速敏、弱水敏、弱盐敏、弱酸敏、弱碱敏。
室内岩芯，地面露头古地磁测试结果表明，长8油藏岩石垂向主应力最大，水平最大主应力方位NE75°，与天然裂缝方位一致，即长8层压裂裂缝为垂直裂缝，裂缝方位NE75°，如图16所示。
长8油藏为岩性油藏，8口探井、评价井地应力剖面解释结果表明，该区长8油藏储隔层应力差4.2～7.5MPa，平均5.9MPa，即纵向上裂缝主要在油层内延伸，上下围岩及应力差对缝高纵向扩展具有较好的控制作用。
将60m3的前置液注入裂缝，再将12m3实施例1的封堵剂注入裂缝，最后将40m3的顶替液以注入裂缝。
测量注入封堵剂前后得到的油的含水率。结果表明，含水率由注入封堵剂前88％降为35～50％，效果明显。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (9)
1.一种封堵剂，其特征在于，以质量份数计，包括以下组分：
液态固化剂80～100份；
增强剂1～20份；
调节剂0.3～5份；
所述增强剂具有式I所示的结构；所述调节剂具有式II所示的结构：
所述R4为CH3、所述R5为H；
所述液态固化剂具有式III所示的结构：
所述R1、R2、R3为H。
2.根据权利要求1所述的封堵剂，其特征在于，所述封堵剂发生固化的温度为40～80℃，所述封堵剂进行固化的时间低于80h。
3.根据权利要求1所述的封堵剂，其特征在于，所述封堵剂的密度为0.9～1.05g/cm3，25℃时的粘度<10mPa·s。
4.根据权利要求1所述的封堵剂，其特征在于，所述封堵剂固化后的体积增加5～40％。
5.根据权利要求1所述的封堵剂，其特征在于，所述封堵剂固化后的抗压强度为18～82MPa，渗透率＜0.1mD。
6.权利要求1～5任一项所述封堵剂的施工方法，其特征在于，包括以下步骤：
在油藏的裂缝中依次注入前置液和封堵剂，然后注入顶替液将封堵剂顶到预定位置发生固化。
7.根据权利要求6所述的施工方法，其特征在于，所述油藏的埋深为1840m～1860，平均油层厚度为12～14m，地层温度为50～60℃，原始地层压力10～15.0MPa，地温梯度为2.5～3℃/100m，压力系数为0.7～0.9，渗透率为0.1～0.5mD。
8.根据权利要求6或7所述的施工方法，其特征在于，所述油藏的夹层包括泥质夹层和钙质夹层。
9.根据权利要求6或7所述的施工方法，其特征在于，所述油藏的储隔层应力差为4.2～7.5MPa。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310391944.5A CN116396733B (zh) | 2023-04-13 | 2023-04-13 | 一种封堵剂及其施工方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202310391944.5A CN116396733B (zh) | 2023-04-13 | 2023-04-13 | 一种封堵剂及其施工方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN116396733A CN116396733A (zh) | 2023-07-07 |
| CN116396733B true CN116396733B (zh) | 2024-04-05 |
Family
ID=87010133
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202310391944.5A Active CN116396733B (zh) | 2023-04-13 | 2023-04-13 | 一种封堵剂及其施工方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN116396733B (zh) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1089095A (en) * | 1965-04-13 | 1967-11-01 | Agfa Gevaert Nv | Cross-linkable light-sensitive polymeric materials |
| CN101462934A (zh) * | 2009-01-14 | 2009-06-24 | 中北大学 | 一种由对氨基苯甲醛的重氮盐水解制备对羟基苯甲醛的方法及其装置 |
| CN110325554A (zh) * | 2017-02-20 | 2019-10-11 | 株式会社普利司通 | 改性共轭二烯系聚合物的制造方法、改性共轭二烯系聚合物、橡胶组合物以及轮胎 |
| CN115948038A (zh) * | 2021-10-09 | 2023-04-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 低收缩率高强液态交联型封堵材料及其制备方法与应用 |
-
2023
- 2023-04-13 CN CN202310391944.5A patent/CN116396733B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1089095A (en) * | 1965-04-13 | 1967-11-01 | Agfa Gevaert Nv | Cross-linkable light-sensitive polymeric materials |
| CN101462934A (zh) * | 2009-01-14 | 2009-06-24 | 中北大学 | 一种由对氨基苯甲醛的重氮盐水解制备对羟基苯甲醛的方法及其装置 |
| CN110325554A (zh) * | 2017-02-20 | 2019-10-11 | 株式会社普利司通 | 改性共轭二烯系聚合物的制造方法、改性共轭二烯系聚合物、橡胶组合物以及轮胎 |
| CN115948038A (zh) * | 2021-10-09 | 2023-04-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 低收缩率高强液态交联型封堵材料及其制备方法与应用 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Brown D.the preparation and study of bis(2-quinolyl) and bis(2-[1,8]naphthyridyl) derivatives of pyrimidine and pyrazine as bridging ligands fo RU.《Eoropean Journal of inorganic chemistry》.2003,(第19期),第3547-3553页. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN116396733A (zh) | 2023-07-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7954549B2 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
| EP1929121B1 (en) | In-situ solidification of invert emulsion fluids to form gas tight annular barrier | |
| US7851415B2 (en) | Adaptive cementitious composites for well completions | |
| US11421144B2 (en) | Delayed release of resin curing agent | |
| CA2920379A1 (en) | Epoxy resin formulations containing an impact modifier for use in subterranean wells | |
| Sun et al. | Combining preformed particle gel and curable resin-coated particles to control water production from high-temperature and high-salinity fractured producers | |
| CN105623638A (zh) | 树脂覆膜空心玻璃微珠及其制备方法 | |
| CN107589020A (zh) | 一种基于应力路径的水力压裂试验方法 | |
| CN104818957A (zh) | 一种提高深井固井二界面胶结质量的方法 | |
| CN109162709B (zh) | 一种孔洞型碳酸盐岩储层物理模拟试样的制备方法及应用 | |
| CN116396733B (zh) | 一种封堵剂及其施工方法 | |
| CN113845339B (zh) | 一种破碎地层用井壁强化组合物及其制备方法和应用 | |
| Hess et al. | Chemical method for formation plugging | |
| RU2483093C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения | |
| US20180208825A1 (en) | Controllable sealant composition for conformance and consolidation applications | |
| CN114508348A (zh) | 一种直井缝内暂堵转向循缝找洞压裂物理模拟方法 | |
| RU2471963C1 (ru) | Способ восстановления герметичности обсадных колонн | |
| CA3062156A1 (en) | Consolidation of formation particulates | |
| IVANOVA et al. | WATER PRODUCTION ISOLATION TECHNIQUES FOR OIL-WELLS WITH HIGH RESERVOIR TEMPERATURE. | |
| CN113845334B (zh) | 一种深井破碎地层井眼加固剂及其制备方法和应用 | |
| Bezuijen et al. | Compensation grouting: mechanisms determining the shape of the grout body | |
| US20050170137A1 (en) | Friable sandstone structural blocks | |
| RU2655495C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине | |
| Yang Santos | A Comprehensive Wellbore Cement Integrity Analysis and Remedies | |
| CN111848056A (zh) | 适合馆陶组地层低中破裂压力石油修井用封堵水泥浆体系 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |