一种用于油井地层封堵的凝胶自降解剂及其制备方法

摘要

本发明提供一种用于油井地层封堵的凝胶自降解剂及其制备方法，所述自降解剂由如下添加量的原料制成:驱油用聚合物0.15-0.20g,乙酸铬0.005-0.01g,改性淀粉0.4-0.8g，碱0.02-0.06g，磷酸氢二钾0.01-0.05g，磷酸二氢钾0.02-0.06g，油田水98.82-99.395g。本发明为油井高渗透层封堵防窜提供一种降低近井地带储层伤害的自降解凝胶体系和方法，封堵高渗透层、释放中低渗透层、增加泄油面积、提高油井产量。

说明书

技术领域

本发明涉及凝胶自降解剂，特别涉及一种用于油井地层封堵的凝胶自降解剂及其制备方法。

背景技术

中国大多数油田为陆相沉积，层间、层内渗透率差异大，由于长期的注水开发，注入水在高渗透层带已经形成了“窜流”的水流优势通道，即使在注入高粘度的聚合物溶液时也会在油井产生“窜流”现象，造成注入的聚合物溶液过早突破，降低聚合溶液的波及体积，使得油层能量降低，降低油层开发效果。为解决“窜流”问题研究了油井防窜技术。防窜技术的核心问题是向采油井注入岩石表面电性改造剂，由于水流优势通道处的渗透率较高，阻力最小，所以注入的岩石表面电性改造剂会优先进入“窜流”通道，并且岩石表面产生大量吸附，然后再注入与岩石表面电性改造剂发生交联反应的聚合物，当注入的聚合物遇到吸附在岩石表面的岩石表面电性改造剂时便发生交联反应，生成聚合物凝胶堵塞“窜流”通道，迫使后续注入井注入的驱油体系和水产生绕流，向中低渗透层波及，扩大波及体积。

在这个技术中，凝胶的尾部段塞如果强度和主体段塞一样或接近，在油井井底附近会产生额外的泄油阻力，阻止油层深部的原油流向油井并被采出，因此要求该体系的尾部段塞需要在将主体段塞顶入油层深部后自行在短时间内降解，为油流打开渗流通道，防止造成油层污染。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明为油井高渗透层封堵防窜提供一种降低近井地带储层伤害的自降解凝胶体系和方法，封堵高渗透层、释放中低渗透层、增加泄油面积、提高油井产量。

本发明所采用的技术方案是：一种用于油井地层封堵的凝胶自降解剂，由如下添加量的原料制成:

优选的，所述驱油用聚合物为驱油用部分水解聚丙烯酰胺。

优选的，所述碱为氢氧化钠或碳酸氢钠。

一种制备上述用于油井地层封堵的凝胶自降解剂的方法，包括如下步骤：

(1)将油田水置于容器中，称取驱油用聚合物，边搅拌边将驱油用聚合物干粉均匀地散在搅拌水产生的斜面上，连续搅拌溶解，配制成浓度为3000mg/L的驱油用聚合物母液；

(2)将乙酸铬配制成有效浓度是质量体积比为1％的乙酸铬母液；

(3)按照配方混合步骤(1)制备的驱油用聚合物母液、步骤(2)制备的乙酸铬母液、油田水和其余原料，搅拌均匀，即配制成凝胶自降解剂。

优选的，所述步骤(1)中的搅拌时间为100-120min，步骤(3)中的搅拌时间为20-30min。

优选的，所述步骤(1)和步骤(3)的搅拌速度均为400转/分钟。

本发明的有益效果是：本发明适用于油层温度为50-90℃，油层渗透率大于0.1μm²，油田水总矿化度小于或等于50000mg/L的油井地层。该自降解剂作为防窜处理凝胶的后尾段塞，起到暂时封堵的作用，并能够在设计的时间内通过体系内部的化学反应，使封堵凝胶的尾部段塞发生自降解，降低油井井底附近泄油阻力，从而提高油层开发效果，为油层深部原油提供泄油通道，防止造成油层伤害。体系在配制初期粘度值同于一般聚合物溶液，能够保证现场顺利施工，24小时后粘度逐渐增加，形成凝胶，但经过3-5天后粘度骤降，表1-表3给出了凝胶自降解剂在4天时间内粘度变化，50℃-90℃条件下，降解后的凝胶粘度仅为9.4—11.7mPa.s。该段塞井主段塞推进到目的层后，待主段塞充分交联成强胶对来水或聚合物溶液形成封堵后，该段塞自行降解，保护油层，疏通油流通道，对油层无伤害，与环境友好。

具体实施方式

下面结合实施例对本发明作进一步说明，但不能作为本发明的限定。

实施例1：

一种用于油井地层封堵的凝胶自降解剂，由如下添加量的原料制成:油田水99.365g，驱油用部分水解聚丙烯酰胺0.15g，乙酸铬0.005g，改性淀粉0.4g，氢氧化钠0.02g，磷酸氢二钾0.03g，磷酸二氢钾0.03g。

一种制备用于油井地层封堵的凝胶自降解剂的方法，包括如下步骤：

(1)配制驱油用部分水解聚丙烯酰胺母液：

将2000mL油田水置于干净的烧杯中，放在溶解仪上；用万分之一天平称取6.8182g(驱油用部分水解聚丙烯酰胺干重按88％计算)驱油用部分水解聚丙烯酰胺于称量纸上，在400转/分钟的转速下将驱油用部分水解聚丙烯酰胺干粉均匀地散在搅拌水产生的斜面上，连续搅拌溶解120min，即配制成浓度为3000mg/L的驱油用部分水解聚丙烯酰胺母液。

(2)将乙酸铬配制成有效浓度是质量体积比为1％的乙酸铬母液。

(3)向干净的250mL烧杯中加入步骤(1)制备的浓度为3000mg/L的驱油用部分水解聚丙烯酰胺母液50mL(稀释后的驱油用部分水解聚丙烯酰胺浓度为1500mg/L)、步骤(2)制备的1％的乙酸铬母液0.5ml、改性淀粉0.4g、氢氧化钠0.02g、磷酸氢二钾0.03g、磷酸二氢钾0.03g，其余为水，配制成总量为100mL的混合溶液。将混合溶液置于旋转搅拌器上，以400转/分钟的速度搅拌30min，装于蓝盖试剂瓶中，将盖子拧紧，置于恒温箱内，在50℃进行实验观察。

(4)测量不同放置时间的自降解剂的粘度，观察自降解剂的降解时间：如表1所示，至第4天，体系粘度由最大时的大于5000mPa.s降低至11.7mPa.s,降解率为99.8％。降解后的自降解剂对原油的流动不会产生阻力。

表1 50℃下聚合物凝胶自降解剂粘度变化

时间0h4h12h1d2d3d4d粘度，mPa.s50.1136.4>5000>5000>5000624.111.7

实施例2：

一种用于油井地层封堵的凝胶自降解剂，由如下添加量的原料制成:油田水98.82g，驱油用部分水解聚丙烯酰胺0.2g，乙酸铬溶液0.01g，改性淀粉0.8g，碳酸氢钠0.06g，磷酸氢二钾0.05g，磷酸二氢钾0.06g。

一种制备用于油井地层封堵的凝胶自降解剂的方法，包括如下步骤：

(1)配制驱油用部分水解聚丙烯酰胺母液：

将2000mL油田水置于干净的烧杯中，放在溶解仪上；用万分之一天平称取6.8182g(驱油用部分水解聚丙烯酰胺干重按88％计算)驱油用部分水解聚丙烯酰胺于称量纸上，在400转/分钟的转速下将驱油用部分水解聚丙烯酰胺干粉均匀地散在搅拌水产生的斜面上，连续搅拌溶解120min，即配制成浓度为3000mg/L的驱油用部分水解聚丙烯酰胺母液。

(2)将乙酸铬配制成有效浓度是质量体积比为1％的乙酸铬母液。

(3)向干净的250mL烧杯中加入步骤(1)制备的浓度为3000mg/L驱油用部分水解聚丙烯酰胺母液66.7ml(稀释后的驱油用部分水解聚丙烯酰胺浓度为2000mg/L)、步骤(2)制备的1％的乙酸铬母液1mL、改性淀粉0.8g、碳酸氢钠0.06g、磷酸氢二钾0.05g、磷酸二氢钾0.06g，其余为水，配制成总量为100mL的混合溶液。将混合溶液置于旋转搅拌器上，以400转/分钟的速度搅拌30min，装于蓝盖试剂瓶中，将盖子拧紧，置于恒温箱内，在70℃进行实验观察。

(4)测量不同放置时间的自降解剂的粘度，观察自降解剂的降解时间：如表2所示，至第4天，体系粘度由最大时的大于5000mPa.s，降低至10.2mPa.s,降解率为99.7％。降解后的自降解剂对原油的流动不会产生阻力。

表2 70℃下聚合物凝胶自降解剂粘度变化

时间0h4h12h1d2d3d4d粘度，mPa.s57.7207.2>5000>5000>5000411.310.2

实施例3：

一种用于油井地层封堵的凝胶自降解剂，由如下添加量的原料制成:油田水99.112g，驱油用部分水解聚丙烯酰胺0.17g，乙酸铬溶液0.008g，改性淀粉0.6g，氢氧化钠0.04g，磷酸氢二钾0.03g，磷酸二氢钾0.04g。

一种制备用于油井地层封堵的凝胶自降解剂的方法，包括如下步骤：

(1)配制驱油用部分水解聚丙烯酰胺母液：

将2000mL油田水置于干净的烧杯中，放在溶解仪上；用万分之一天平称取6.8182g(驱油用部分水解聚丙烯酰胺干重按88％计算)驱油用部分水解聚丙烯酰胺于称量纸上，在400转/分钟的转速下将驱油用部分水解聚丙烯酰胺干粉均匀地散在搅拌水产生的斜面上，连续搅拌溶解120min，即配制成浓度为3000mg/L的驱油用部分水解聚丙烯酰胺。

(2)将乙酸铬配制成有效浓度是质量体积比为1％的乙酸铬母液。

(3)向干净的250mL烧杯中加入步骤(1)制备的浓度为3000mg/L驱油用部分水解聚丙烯酰胺母液56.6ml(稀释后的驱油用部分水解聚丙烯酰胺浓度为1700mg/L)、步骤(2)制备的1％的乙酸铬母液0.8mL、改性淀粉0.6g、碳酸氢钠0.04g、磷酸氢二钾0.03g、磷酸二氢钾0.04g，其余为水，配制成总量为100mL的混合溶液。将混合溶液置于旋转搅拌器上，以400转/分钟的速度搅拌30min，装于蓝盖试剂瓶中，将盖子拧紧，置于恒温箱内，在90℃进行实验观察。

(4)测量不同放置时间的自降解剂的粘度，观察自降解剂的降解时间：如表3所示，至第4天，体系粘度由最大时的大于5000mPa.s，降低至9.4mPa.s,降解率为99.9％。降解后的自降解剂与一般原油粘度相近，对于原油的流动不会产生阻力。

表3 90℃下聚合物凝胶自降解剂粘度变化

时间0h4h12h1d2d3d4d粘度，mPa.s65.9311.4>5000>5000>5000346.79.4

实施例4：岩心物理模拟试验

用油井封堵封口凝胶的自降解体系进行岩心驱油中岩心反向封堵实验。按照实施例2的配方制备凝胶自降解剂，在60℃条件下进行试验。所用岩心为人造胶结纵向非均质岩心，由大庆石油学院制作，《大庆石油地质与开发》1994年12月(Vol.13,NO.4,1994)刊载卢祥国等人“是人造岩心渗透率影响因素试验研究”中有详细介绍，胶结物为环氧树脂。砂岩心体积(宽×高×长)45×45×300mm，空气渗透率2.218μm²-2.415μm²，水相渗透率1.554μm²-1.631μm²。首先将岩心称干重，饱和油田水，称湿重，根据重量差计算岩心孔隙体积等参数。然后，将岩心接入流程，首先由岩心入口端进行水驱油至岩心出口含水率98％，然后由岩心出口端(即反向)注入自降解剂，试验温度下放置4天。然后，恢复水驱，试验中测量岩心驱替压力变化。结果表明，注入自降解剂并降解后的水驱压力较初次水驱的压力仅高1.85％-1.94％，水相渗透率下降至1.525μm²-1.599μm²，下降幅度仅为1.96％-2.6％，说明自降解剂对油和水的渗流阻力影响可以忽略

表4 凝胶自降解剂注入及降解前后压力和渗透率变化

现场应用中的设备包括：容积为5～10方带有搅拌装置的圆形或方形金属容器，排量为每小时0.5～10方、额定压力25MPa柱塞泵和耐20MPa高压管线。

配制方法：油田现场水经过来水管线进入金属罐，启动搅拌器，沿着搅拌器搅水产生的漩涡斜面，将驱油用部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)干粉均匀地撒在水面上，溶解驱油用部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)100min，然后加入乙酸铬母液、碳酸氢钠、磷酸氢二钾、磷酸二氢钾和改性淀粉，再搅拌20min。

注入方法：按照注水配注量注入油层。4天后恢复正常生产。

以上对本发明的实施例进行了详细说明，但所述内容仅为本发明的较佳实施例，不能被认为用于限定本发明的实施范围。凡依本发明申请范围所作的均等变化与改进等，均应仍归属于本发明的专利涵盖范围之内。