[发明专利]一种用于高温油藏延缓成胶的就地聚合堵水凝胶

说明书

技术领域

本发明涉及一种用于高温油藏油井堵水、注水井近井调剖提高注水压力用的堵水凝胶，属于三次采油技术中的油田化学领域。

背景技术

通过油井堵水或注水井调剖，在一定程度上都可实现“控水增油”。化学调剖堵水技术是一项行之有效的措施，在国内外许多油田得到了广泛应用，也带来了较好的经济效益。以聚丙烯酰胺或丙烯酰胺共聚物加上交联剂，及其他添加剂形成的聚合物本体凝胶在化学调剖堵水技术中得到了较为普遍应用。

对于高温油藏(＞90℃)，对聚合物凝胶的性能提出了更高要求，相关背景技术中应用过的聚合物凝胶主要有以下几种：

1)耐温耐盐改性栲胶堵水凝胶

高温下许多聚合物本体凝胶的成胶时间将大为缩短，120℃下只有数小时，如：朱怀江等人(2007)研制的耐温耐盐堵水凝胶(中国专利：CN 1888374A)，主剂为改性栲胶，浓度3～12％，交联剂为醛类，浓度范围：0.5～4％；或酚类，浓度范围0.2～1％，以及碱或盐等助剂组成来调整成胶时间，浓度范围：0.2～1.2％，成胶实验表明，该体系在126℃下成胶时间约2～3h。

2)有机凝胶(OCP)

Halliburton公司和PEMEX公司的Julio Vasquez，Carlos Deolarte等研究人员在国际石油工程师协会(SPE)会议论文上(SPE 104134，SPE112411，SPE 121809)多次报道了耐温耐盐有机凝胶(OCP)，在过去的十年中堵水作业中显示了较好的应用效果，已经有超过100项作业在墨西哥南部碳酸盐岩缝洞型高温油藏堵水作用中得到成功应用，该体系基本配方为：7％PAtBA+0.3％PEI，其中PAtBA为丙烯酰胺与丙烯酸叔丁酯的共聚物，分子量在250～500kg/mol之间，水解度约4.7％，PEI为交联剂聚乙烯亚胺，该体系在120℃下成胶时间可控制在5～8h左右，后开发出了聚氨基酸延缓剂和碳酸盐延缓剂，在更高温度下可起到一定的延缓交联作用。

3)就地聚合凝胶

各种体膨颗粒，如耐温耐盐型吸水树脂颗粒(中国专利：CN 1464007A)；柔性聚合物凝胶颗粒(中国专利：CN 101200513A)，是大孔道或者裂缝性油藏调剖堵水作业首选体系，但对于中低渗油藏，此类颗粒并不能顺利的注入地层，造成爬坡压力迅速高涨；而一般的聚合物凝胶堵剂在中低渗油藏注入过程中存在一定剪切破坏，另外，聚合物分子和交联剂小分子会出现分离等诸多不利于后续成胶的影响因素。

TP系列堵剂溶液(唐孝芬等，TP系列聚丙烯酰胺凝胶堵底水技术，1996年，油田化学，第13卷第3期：第219-223)为含有过硫酸盐或偶氮化合物类引发剂、无机或有机类聚合速率控制剂的丙烯酰胺及少量N，N-甲叉双丙烯酰胺的水溶液。其粘度很小，25℃时为1.04mPa·s，流动性能近似水，泵注性能良好，所开发的TP-915系列堵剂，适用的温度范围为60～120℃，但120℃成胶时间只有1～3h；随着就地聚合凝胶堵水技术(蒲万芬等，XN-PP调剖堵水体系的研究及性能评价，钻井液与完井液，1997年，第14卷第5期：第3-7页)的发展，其研制的XN-PP体系可适合更高温度(130℃)的油藏，主剂仍然是丙烯酰胺单体，通过改变引发剂、交联剂、阻聚剂的浓度来调整成胶时间，但在高温120～130℃下，成胶时间只有数小时。另外，这两种就地聚合凝胶由于未加入抗温抗盐单体，成胶后酰胺基团会在高温下加速水解，而促使凝胶发生脱水收缩，很难保证其稳定性。

在上述各种凝胶体系中，普遍存在高温下成胶时间短和热稳定性相对较差的问题，加入延缓成胶的各种添加剂并不能从根本上解决成胶时间短的问题，相反还会对热稳定性造成一定影响，势必会造成调堵剂注入量大为降低，处理深度不够会严重影响堵水效果；另外，成胶时间过短，在施工中也存在很大的事故隐患，现场出现停泵或其他人为事故都会造成体系会部分滞留在井筒中，若措施不当会出现“灌肠”的严重后果。因此，存在的风险是明显的。

对于堵水凝胶，要想保证高成胶强度的同时，又要保证较充足的泵注时间(成胶时间)，现有的技术并不能同时满足高温油藏对聚合物凝胶体系提出的性能要求，即：足够的泵注时间，高强度，热稳定性好。这也成为了高温油藏后期开发挖潜采收率的一大“瓶颈”。

发明内容