一种高渗透层调剖剂及其制备方法与流程

本发明涉及油藏开采领域，具体涉及一种高渗透层调剖剂及其制备方法。
背景技术：
：在石油和天然气等矿藏的开采过程中，由于油气储层的空间分布及内部属性都存在一定的非均质性，目前才有注水井注水开采的方式进行采集。长期注水导致油藏层间、平面、层内矛盾日益突出，剩余的油分布更加零散，大孔道，高渗透条带更加发育，注入水波及效率大幅度减低，水驱主力油藏水淹程度较快，挖潜难度增大。针对上述问题，行业内采取调剖堵水的方法来实现上述问题的解决。调剖堵水类型如下：纵向上调整吸水剖面：封堵高渗层，改善纵向非均质，调整层间矛盾，启动吸水不明显小层；平面上深部调剖：封堵高渗透条带，改善平面非均质性，控制水线推进速度，提高油层存水率。使深部液流转向，扩大平面波及体积，提高注水波及系数和洗油效率。水井调剖后，高渗透层带被封堵，后续注水不再沿高渗透带突进，控制了注水在地层中的水流速度，提高水井注水压力。这时，可迫使注入水在封堵段处绕流和增压启动新层，从而提高注水波及体积。同时有的堵剂还具有一定的粘度，能降低油水流度比，控制油层中水流速度，使油水同步流动，提高注入水的油层存水率和注入水的洗油效率，达到稳油控水，提高原油产量的目的。目前的调剖剂的种类有6大类，涉及70余种类别，有水泥类、树脂类、无机盐沉淀类、水溶性聚合物凝胶类、颗粒类以及泡沫类。其中水溶性聚合物凝胶类包含部分聚丙烯酰胺(hpam)、丙烯酰胺（am）地下聚合交联、水解聚丙烯腈（hpan）、木质素、生物聚合物、多元共聚物凝胶以及熟化淀粉。在层间调剖时，针对层间压差较大，提升幅度高的井况，技术成熟，以黏土、橡胶堵剂、无机固化体系、强冻胶堵剂为主；针对层间压差较小，提升幅度小的井况，以凝胶、弱凝胶、水膨体预交联凝胶颗粒、微球、无机凝胶为主。在层内调剖时，针对封堵底部高渗透条带或大孔道，挖掘顶部相对富集的剩余油井况，以调、驱结合，主体堵剂以弱凝胶、弱冻胶为主、水膨体预交联凝胶颗粒，表活剂等。颗粒类调剖剂以无机颗粒和有机颗粒为主导。凝胶类调剖剂以强冻胶和凝胶为主，基本满足了不同渗透率油藏、不同堵水目的、不同工艺要求的调剖堵水需要。但是根据目前多样化地质特征的需求，需要提供一种适用条件广，能够满足油藏深部调剖堵水需求，满足不同渗透率油藏、不同堵水目的、不同工艺要求、提高耐剪切性和膨胀性，降低成本，提高强度和耐温性，提高颗粒注入性和注入深度的高渗透层调剖剂及其制备方法，以有效克服或改善现有调剖技术产品的不足。技术实现要素：针对现有技术的不足，本发明提供一种高渗透层调剖剂及其制备方法，用于解决现有技术的不足。本发明的技术方案是这样实现的：一种高渗透层调剖剂，它是由下列重量百分比的原料制备而成的：丙烯酰胺10-25%，丙烯酸钠5-15%，amps2-8%，硫代硫酸钠0.1-0.5%，过硫酸铵0.1-0.3%，亚甲基双丙烯酰胺0.2-0.8%，双氧水0.1-0.5%，水40-80%。它是由下列重量百分比的原料制备而成的：丙烯酰胺14%，丙烯酸钠10%，amps5%，硫代硫酸钠0.2%，过硫酸铵0.2%，亚甲基双丙烯酰胺0.3%，双氧水0.2%，水70%。所述的硫代硫酸钠还可以替换为焦亚硫酸钠。所述的过硫酸铵还可以替换为过硫酸钾。所述的高渗透层调剖剂还包含dmdaac，它的重量百分比为5%。一种如上所述的高渗透层调剖剂的制备方法，其制备方法如下：1）在搪瓷反应釜中加入上述重量百分比的水，然后按顺序加入上述重量百分比的丙烯酰胺、丙烯酸钠、amps、硫代硫酸钠或焦亚硫酸钠、亚甲基双丙烯酰胺，得到混合液；2）将步骤1）中的混合液搅拌均匀，通入n2除氧30分钟；3）将步骤2）中出除氧后的混合液加入上述重量百分比的过硫酸铵或过硫酸钾、双氧水后搅拌5到10分钟，然后放入聚合池中聚合，得到聚合物；4）将上述步骤3）中的聚合物切块破碎至需要大小粒径的颗粒。所述的颗粒的粒径范围为2-8mm。本发明具有如下的积极效果：本发明由高分子聚合物及其它物质在地面聚合形成的凝胶，后经造粒、筛分等工艺过程制造成凝胶颗粒。颗粒吸水后体积膨胀，具有很好的柔顺性及粘弹性。颗粒在一定压差作用下可以向地层深部运移，进行深部调剖和调驱，具有较好的抗盐性能，具有较好的热稳定性，颗粒粒径弹性和强度可调，满足不同渗透率和孔隙度油藏调剖调驱，颗粒具有膨胀性和“变形虫”特点，可在地层深部进行封堵。附图说明图1为本发明的抗盐性能测试图。图2为本发明的热稳定性测试图。图3为本发明的现场注入工艺流程图。图4为本发明的井身结构及管柱示意图。图5为本发明的实施例一坪34-23井组井位及连通图。图6为本发明的实施例一坪34-23井调剖施工曲线图。图7为本发明的实施例一坪34-23井施工前后压降曲线图。图8为本发明的实施例二np23-2619井组调剖井位示意图。图9为本发明的实施例二np23-2619井组的施工曲线。图10为本发明的实施例二np23-2619井组的压降曲线。图11为本发明的实施例二np23-2619井组的调剖前后注水指示曲线图。图12为本发明的实施例二np23-2619井组注采曲线图。具体实施方式如图1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、11、12所示，一种高渗透层调剖剂，它是由下列重量百分比的原料制备而成的：丙烯酰胺10-25%，丙烯酸钠5-15%，amps2-8%，硫代硫酸钠0.1-0.5%，过硫酸铵0.1-0.3%，亚甲基双丙烯酰胺0.2-0.8%，双氧水0.1-0.5%，水40-80%。它是由下列重量百分比的原料制备而成的：丙烯酰胺14%，丙烯酸钠10%，amps5%，硫代硫酸钠0.2%，过硫酸铵0.2%，亚甲基双丙烯酰胺0.3%，双氧水0.2%，水70%。所述的硫代硫酸钠还可以替换为焦亚硫酸钠。所述的过硫酸铵还可以替换为过硫酸钾。一种如上所述的高渗透层调剖剂的制备方法，其制备方法如下：1）在搪瓷反应釜中加入上述重量百分比的水，然后按顺序加入上述重量百分比的丙烯酰胺、丙烯酸钠、amps、硫代硫酸钠或焦亚硫酸钠、亚甲基双丙烯酰胺，得到混合液；2）将步骤1）中的混合液搅拌均匀，通入n2除氧30分钟；3）将步骤2）中出除氧后的混合液加入上述重量百分比的过硫酸铵或过硫酸钾、双氧水后搅拌5到10分钟，然后放入聚合池中聚合，得到聚合物；4）将上述步骤3）中的聚合物切块破碎至需要大小粒径的颗粒。所述的颗粒的粒径范围为2~8mm。在具体的使用中可根据需求将颗粒切割至粒径的范围分别为2~4mm、4~6mm以及6~8mm的尺寸大小。该实施方式中搪瓷反应釜的型号和生产厂家分别为k1000和淄博凯志化工设备制造有限公司，n2泵的型号和生产厂家分别为sta25和济南赛思特流体系统设备有限公司。本发明外观为不粘连胶块，固含量可达35%，筛余量为18%，密度（g/cm3）为1.2，膨胀率为45%，膨胀倍数(90℃下)，倍：为11，热稳定性(90℃下)，d：为30。该技术指标标准的方法依据是q/sh10250426-2009。本产品技术指标有5项优于现有达标产品。见下表：序号检验项目标准要求检验结果单项结论1外观不粘连胶块不粘连胶块合格2固含量，%≥3035优3筛余量，%≤2018优4密度，g/cm3≤1.41.2优5膨胀率，%20-5045合格6膨胀倍数(90℃)，倍≥511优7热稳定性(90℃)，d≥15(颗粒完整)30(颗粒完整)优如图1所示，经过110ºc老化60d，调剖剂膨胀倍数随矿化度的增大稍有降低，但强度、韧性受矿化度影响很小，总矿化度25万mg/l的情况下膨胀倍数仍然能达标，说明该体系具有较好的抗盐性能。如图2所示，调剖剂在110ºc下养护，前十天膨胀倍数变化较大，十天以后慢慢趋于稳定，膨胀倍数变化较小，并且通过观察，90d后调剖剂仍有较好的强度和韧性，表明该体系具有较好的热稳定性。抗剪切性能评价：将本品用1%naci盐水配制成5‰的溶液，待72h吸水达到饱和后，在常温、60r/s的转速下高速剪切30min，观察颗粒的完整性较好，说明本品的抗剪切能力很好。本产品由于加入了amps，dmdaac耐温抗盐单体，耐温抗盐指标优于现有达标产品，耐温可到110℃，耐矿化度≥25×104mg/l。应用范围为：高温高矿化度油藏调剖调驱，低渗透油藏近井调剖，高渗透油藏深部调驱，裂缝大孔道封堵。具有较好的抗盐性能，具有较好的热稳定性，颗粒粒径弹性和强度可调，满足不同渗透率和孔隙度油藏调剖调驱，颗粒具有膨胀性和“变形虫”特点，可在地层深部进行封堵。本产品在具体应用时，首先优化调剖选井，满足条件为：压力指数：pi=∫t0p(t)dt/t，单井pi值低于区块平均值，需调剖。充满度：fd=∫0tp(t)dt/p0t=1/p0×∫0tp(t)dt/t，一般而言，fd值<0.75需调剖。其次，对段塞进行优化设计，段塞未优化的主体段塞采用低强度堵剂，段塞优化的主体段塞采用高强度堵剂，段塞未优化，后续注水突破调剖剂，调剖效果不佳；段塞优化后，效果得到明显提高。段塞优化设计，采用三段式段塞优化。近年来，针对部分注入水沿大孔道、高渗带指进的油藏中调剖有效期短的问题，引入了这种高强度凝胶颗粒体系，从四个方面做了相应优化。一是由“封堵高渗带”转变为“以堵为主，以调为辅，延长有效期”；二是由单一粒径调整为多种粒径组合的方式。满足不同孔喉的封堵要求；三是施工排量降低，控制在正常配注的1.5～2.0倍之间，防止含水突升；四是堵剂用量逐步提高，提高封堵强度和延长调剖有效期。如图3和4所示，施工过程中，当注入堵剂达到设计最大压力后，停止泵入，开始注水，至压力降低1mpa后再延续泵入堵剂。具体的施工步骤为：1、试压：连接地面管线，试压，根据井的设计最高压力定，按大于设计最高压力5mpa小于井口承压定，不刺不漏为合格，本设计以250型井口试压25mpa为例。2、注入：按设计要求采用2个6-12m3配液池交替配制、连续注入调剖剂，用注入水顶替，要求中途不得停泵。调剖剂具体浓度及配方可根据现场实际压力变化情况进行适当调整。在注入过程中一旦停泵，立即用来水顶替50m3将井筒内调剖剂顶入地层。若停泵时间超过24小时，则须对配液池及管线内的调剖剂进行处理。3、顶替：注完所有调剖剂后，用清水200m3，正反各100m3，把井筒内调剖剂顶入地层。4、恢复注水：按地质配注要求直接恢复正常注水。注水一周后测指示曲线、压降曲线。2013至2015年，在长庆油田用这种新型颗粒类调剖体系深部调剖共实施35井组，有效33井组，有效率94.3%。实施后，注水压力单井平均由实施前的14.46mpa上升到16.46mpa，当年见效油井日增油40.6吨，平均含水下降6.74%，当年累计降水18051.27方，累计增油9020.57吨。取得较好的调剖效果。实施例一：长庆油田坪34-23井（1）生产现状：该井属“坪34-21—坪34-33”裂缝线上的一口注水井，1995年5月投注，目前注水开发表现为注入水沿裂缝线窜流严重，平面水驱不均，主向油井快速见水，侧向井见效缓慢。目前主向井已水淹关井，测向井含水也大部分上升。其中，坪34-23井组井位分布及连通如图5所示。（2）施工简况：坪34-23井2012.6.1开始施工，截止7.12结束。施工42天，共注入调剖剂2000m3，8个段塞共注入调剖剂29.8t。施工过程中，施工升压平稳，压力由12.6mpa攀升至13.8mpa，最高压力为13.8mpa。其中，坪34-23井调剖施工曲线如图6所示。（3）水井效果：施工前压降曲线，4h内压力由12.6mpa将至11.2mpa，施工后压力由13.8mpa降至12.2mpa，压力提升1mpa。根据施工前后压降曲线的对比，该井的注入压力有所上升，说明吸水裂缝孔道得到有效封堵，达到了调剖效果。其中，坪34-23井施工前后压降曲线如图7所示（图中上面的一条为施工后的曲线，下面的一条为施工前的曲线）。（4）油井效果：坪34-23井组对应有7口油井，其中关井2口。对应油井5口调剖后井组日增油2.6t，累计增油350t。其中对应油井坪35-211井，曾是地质关井，调剖后开井，含水由措施前的100%下降到91.7%，下降了8.3个百分点，日增油0.8t，调剖效果明显。2015年到2016年用这种新型颗粒类调剖剂做为复合调剖体系之一在冀东油田南堡作业区进行矿场应用26口井，有效率达到了100%，累计增油13535吨，平均单井组增油521吨效果明显。实施例二：冀东油田np23-2619井2016年5月9日到8月5日对np23-2619井用这种新型颗粒类调剖剂做为复合调剖体系之一进行深部调剖，对应油井4口分别是np23-2628井、np23-x2234、np23-x2209、np23-x2215井。np23-2619井组调剖井位示意图如图8所示。np23-2619井2016.5.9开始调剖，初始注入压力9.5mpa，到2016.8.5调剖89天，共注入调剖剂8179m3，调剖后压力为20.6mpa。压力抬升11.1mpa。施工曲线如图9所示（图中浅色的曲线表示的是压力曲线，深色的曲线表示的是日注量曲线）。np23-2619井调剖后压降曲线平缓，整体有所抬升，说明大孔道得到有效封堵，压降曲线如图10所示。视吸水指数减小2.2m³/(d·mpa)，启动压力上升10.8mpa，调剖封堵效果明显，调剖前后注水指示曲线如图11所示（图中上面的一条为调剖后的曲线，下面的一条为调剖前的曲线）。通过对np23-2619井全井笼统调剖，3口油井见效（np23-2628、np23-x2234、np23-x2209），累计增油1043吨，含水下降18.3个百分点，总体上水井调剖取得了很好的效果，np23-2619井组注采曲线如图12所示。该颗粒类调剖体系，在封堵油藏高渗带、大孔道、裂缝中能较好的发挥调剖作用，对于渗透率相对较高、级差较大的油藏更适用。当前第1页12