[发明专利]一种新型抗盐凝胶选择性堵水剂

说明书

技术领域

本发明涉及一种具有良好的选择性堵水能力的新型抗盐凝胶选择性堵水剂。

背景技术

目前，油井出水是油田开发中普遍存在且不可避免的一个问题。随着油田的不断开采，进入高含水或特高含水注水开发阶段，油层平面、层间及层内矛盾更加突出，注入水常沿高渗透层突入油井，导致油井产能下降，严重影响水驱开发效果，从而影响油田的采油效率。为解决这一问题，人们通常采用在高含水期实施堵水的措施。

对于油田开发来说，堵水剂最好堵水不堵油，即所需堵水剂具有良好的选择性堵水能力，现有的技术主要表现在对油水的选择性差。对于聚合物型选堵剂和活性稠油堵剂，对水的堵塞率小于80％，油基水泥对水的堵塞率高，但油基水泥在含油孔道中也会凝固，对油的堵塞率大于70％。

发明内容

本发明所要解决的技术问题在于提供一种新型抗盐凝胶选择性堵水剂，抗温，耐盐，成胶时间可调，克服了现有堵水技术对油水的选择性差的问题。

本发明提供的新型抗盐凝胶选择性堵水剂主要包括：阳离子聚丙烯酰胺0.54％～0.64％、交联剂0.8～1.6％、苯酚0.9～1.2％、调节剂0.4～0.6％、NaCl 0～4％，余量为水；其中，所述百分比为重量百分比。

优选地，所述交联剂为乌洛托品(六次甲基四胺)。

优选地，所述调节剂为草酸。

本发明的新型抗盐凝胶选择性堵水剂是一种交联的聚合物体系，抗温、耐盐、成胶时间可调，克服了现有堵水技术对油水的选择性差的问题。本发明的选择性堵水剂堵水率大于95％；堵油率小于30％；抗温达到85℃；耐矿化度(以氯化钠计)最高40000mg/L(以海水为配液基础)；凝胶时间大于96小时。

具体实施方式

按照如下步骤配置本发明选择性堵水剂。

(1)配制1％的阳离子聚丙烯酰胺(PAM)溶液100ml，常温下溶胀24小时；5％的苯酚溶液100ml；10％的乌洛托品(六次甲基四胺)溶液100ml；2％的草酸溶液10ml，以留备用。

(2)取已经配制好的1％的阳离子聚丙烯酰胺溶液54ml、5％的苯酚溶液22ml、10％的乌洛托品溶液13ml、2％的草酸溶液1ml和40％的NaCl溶液10ml于烧杯中，充分搅拌，得到所需试样。

步骤(1)和步骤(2)中的百分比均为重量百分比。

乌洛托品受热缓慢释放出甲醛，甲醛与苯酚缩合，其缩合产物与阳离子聚丙烯酰胺交联，形成凝胶。由阳离子聚丙烯酰胺、交联剂、苯酚三种原料制备的凝胶堵水剂是以阳离子聚丙烯酰胺-酚醛树脂为主要成分的复合凝胶体，此外，还有部分羟甲基苯酚、甲撑基阳离子聚丙烯酰胺凝胶等。新型抗盐凝胶选择性堵水剂的养护

堵剂配方表1-1

堵剂配方成胶情况表1-2

新型抗盐凝胶选择性堵水剂岩心实验评价

为了研究新型抗盐凝胶选择性堵水剂的封堵能力，采用人造岩心对其进行评价，分别测定其对水和煤油的封堵性。实验过程为，首先将岩心6-120饱和水，测定其水相渗透率，同时将岩心60-14、60-13饱和油，测定其油相渗透率，然后将60-13水驱至含油饱和度50％。(其中，60-13、60-14岩心相对6-120、6-106气测渗透率为10％左右)

然后将岩心6-120与岩心60-14并联后，反向驱入新型抗盐凝胶选择性堵水剂的水溶液(6号配方)，待6-120驱出第一滴聚合物后，停止驱替。将岩心6-120与岩心60-14至于驱替液环境中于85℃水浴中养护16h后，测定其渗透率变化情况。岩心6-106和60-13也是同样方法(堵油率在并联岩心的测试，所有堵剂均为盐水配制，满足矿化度要求)。

按照上述实验方法，测得新型抗盐凝胶选择性堵水剂堵塞前后各人造岩心的渗透率数值情况，实验结果如表2所示。

表2新型抗盐凝胶选择性堵水剂的选择性堵塞性能

由封堵率计算公式：可以根据上表的渗透率数值计算出新型抗盐凝胶选择性堵水剂对于水相和油相的封堵率，计算结果如表3。

表3封堵率结果计算

由表3可知，新型抗盐凝胶选择性堵水剂对于水和油的封堵效果具有很大的差异性，其对于水的封堵率高于95％，而对于油的封堵率小于30％，堵水率远远高于堵油率，堵水剂具有良好的选择性封堵效果，达到了选择性堵剂所需要的堵水不堵油的要求(堵水不堵油是相对来说的，不可理解为完全不堵油)，提高水的波及系数从而提高了原油的采收率。

综上所述，以上仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围，因此，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。