本发明涉及油气田开发
技术领域：
，具体涉及一种缝洞型油藏流道调剖剂体系其制备方法。
背景技术：
：缝洞型油藏的储存特点是油藏储集空间主要呈随机网络状裂隙分布为主，且致密基质岩块渗透性较低，单井出水特征差异大，出水规律复杂，油井中见水通常毫无征兆，且水窜严重，还有可能突然出现停喷等现象，因此，基于缝洞型油藏出水特征的研究结果，对其储集空间和流道进行调整是稳定油藏含水、确保缝洞型油藏正常采收的重要手段。针对现有的缝洞型油藏的流道调整，目前多使用化学合成的凝胶、沉淀、颗粒等堵剂调整剂对缝洞型油藏的复杂网络状裂隙进行填充和调节，起到改变油藏和驱动水流流动状态的作用，提高油气产率，降低水产出。而在现有的用剂体系内，注入地层的调整剂在地层矿化度和高温高盐条件共同影响下，容易产生各类降解和结构变化，引起沉积和分层等问题，影响最终作用于油藏中的调整剂的作用效果，此外，目前常见的预交联颗粒类调整剂在注入浅层低温区时就可能因快速吸水膨胀导致升压梯度过大，颗粒体积膨胀至原先的数十倍以上的速度过快，难以进入地层深部，使得深度调剖的范围受限。因此，需要一种抗高温高盐、膨胀性能良好的调整剂颗粒，使其在较低的温度和较小压力梯度下，保持较为缓慢的膨胀速度，以达到将调整剂颗粒顺利移运至油藏储集裂隙深处作用的目的。技术实现要素：本发明的目的是针对现有技术的缺陷，提供了一种缝洞型油藏流道调剖剂体系其制备方法，本发明提供的油藏流道调剖剂体系为双重交联聚合物，具有良好的抗温、抗盐性能，同时可保证调整剂在低温条件和高温条件下分别的流动和膨胀要求，实现深层缓膨调整堵水的目的。本发明提供了一种缝洞型油藏流道调剖剂体系，该流道调剖剂体系以丙烯酰胺作为单体，与引发剂在n,n-双二羟甲基脲和聚乙二醇双马来酸酯的共同作用下发生双重交联反应生成，并使用不同配比的固体颗粒作为助剂控制调整剂的密度，其中，各原料组分以质量分数计组成如下：丙烯酰胺：12％～16％引发剂：0.009％～0.012％n,n-双二羟甲基脲：0.6％～1.0％聚乙二醇双马来酸酯：0.5％～0.7％助剂：18％～25％余量为水，各原料组分质量分数总和100％；本发明的一种实施方式在于，所述引发剂为偶氮类引发剂。本发明的一种实施方式在于，所述助剂为膨润土和蛭石中的一种或由其两种任意比例组成的混合物。本发明还提供了一种缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备方法，用于制备上述流道调剖剂体系，具体制备步骤如下：s1：主剂凝胶的制备将丙烯酰胺、引发剂、n,n-双二羟甲基脲、聚乙二醇双马来酸酯、水混合后，保持反应温度70℃，在通氮气保护的条件下，搅拌反应5h，之后向反应中的混合溶液中加入助剂，继续搅拌5h，得到主剂凝胶。s2：缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备将步骤s1中制备得到的主剂凝胶转移至90℃的烘箱中干燥24h，得到调剖剂成胶固体，并依照实际使用时的需求粉碎筛分成胶固体，得到相应大小的调剖剂颗粒。有益效果与现有的技术相比，本发明的有益效果是：本发明以n,n-双二羟甲基脲和聚乙二醇双马来酸酯分别与丙烯酰胺单体共聚得到双重交联聚合物，不同于常规的颗粒性调剖剂分子，无需额外引入缓膨助剂，在保证调剖剂分子强度的同时，还能够在水中逐步水解扩大酯链的包含范围，使其颗粒具有很好的膨胀性能和调整封堵效果；同时，调剖剂颗粒分子初始膨胀倍数低，终点膨胀倍数高，低温缓膨效果良好，在高温下膨胀迅速，具有良好的抗高温高盐性能，从而便于将调剖剂颗粒顺利输送至缝洞型油藏复杂的孔隙结构深处后快速发挥调整作用，可满足不同深度和结构的储层调整，有效地提高了缝洞型油藏的采收率。附图说明图1驱替性能测试图具体实施方式下面将结合实例对本发明的具体实施方式进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。实施例1s1：主剂凝胶的制备将12g丙烯酰胺分别与0.8g1％浓度的偶氮二异丁腈溶液引发剂、0.48gn,n-双二羟甲基脲、0.4g聚乙二醇双马来酸酯混合后加入50g水，并在70℃水浴中通氮搅拌5h，之后向得到的混合溶液中加入膨润土和蛭石各8g，保持温度继续搅拌5h，得到主剂凝胶。s2：缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备将步骤s1中制备得到的主剂凝胶移至90℃烘箱中干燥24h，得到调剖剂成胶固体，再使用研磨器和100目筛网研磨分筛得到调剖剂颗粒样品。实施例2主剂凝胶和缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备过程与实施例1相同，区别在于其中n,n-双二羟甲基脲用量为0.64g，聚乙二醇双马来酸酯用量为0.4g，水用量为50g。实施例3主剂凝胶和缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备过程与实施例1相同，区别在于其中n,n-双二羟甲基脲用量为0.8g，聚乙二醇双马来酸酯用量为0.4g，水用量为50g。实施例4主剂凝胶和缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备过程与实施例1相同，区别在于其中n,n-双二羟甲基脲用量为0.48g，聚乙二醇双马来酸酯用量为0.48g，水用量为50g。实施例5主剂凝胶和缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备过程与实施例1相同，区别在于其中n,n-双二羟甲基脲用量为0.64g，聚乙二醇双马来酸酯用量为0.48g，水用量为50g。实施例6主剂凝胶和缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备过程与实施例1相同，区别在于其中n,n-双二羟甲基脲用量为0.8g，聚乙二醇双马来酸酯用量为0.48g，水用量为50g。实施例7主剂凝胶和缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备过程与实施例1相同，区别在于其中n,n-双二羟甲基脲用量为0.48g，聚乙二醇双马来酸酯用量为0.56g，水用量为50g。实施例8主剂凝胶和缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备过程与实施例1相同，区别在于其中n,n-双二羟甲基脲用量为0.64g，聚乙二醇双马来酸酯用量为0.56g，水用量为50g。实施例9主剂凝胶和缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备过程与实施例1相同，区别在于其中n,n-双二羟甲基脲用量为0.8g，聚乙二醇双马来酸酯用量为0.56g，水用量为50g。为了进一步说明本发明的技术效果，本发明还给出了以上实施例在实际应用中的效果评价。(1)膨胀性能评价去离子水中成胶7d膨胀倍数测试：将同一样品中取出质量相等的两份试样分别置于老化罐中，加入去离子水浸泡，分别在25℃和120℃恒温箱中放置7d，然后测定各实施例中样品在25℃和120℃条件下成胶7d的膨胀倍数，具体结果见下表：表1各组实施例中样品在去离子水中成胶7d膨胀倍数测试名称实施例1实施例2实施例3实施例4实施例5实施例6实施例7实施例8实施例925℃膨胀倍数4.64.44.75.24.85.15.55.55.3120℃膨胀倍数24.025.825.326.226.927.528.229.428.7去离子水中成胶30d膨胀倍数测试：将同一样品中取出质量相等的两份试样分别置于老化罐中，加入去离子水浸泡，分别在25℃和120℃恒温箱中放置30d，然后测定各实施例中样品在25℃和120℃条件下成胶30d的膨胀倍数，具体结果见下表：表2各组实施例中样品在去离子水中成胶30d膨胀倍数测试名称实施例1实施例2实施例3实施例4实施例5实施例6实施例7实施例8实施例925℃膨胀倍数25.124.625.327.426.827.128.528.730.3120℃膨胀倍数30.231.530.932.031.831.132.534.733.2实施例1、2、3，实施例4、5、6，实施例7、8、9中的聚乙二醇双马来酸酯用量依次提高，根据实施例1～实施例9中样品成胶7d在25℃与120℃条件下分别的膨胀结果和成胶30d在25℃与120℃条件下分别的膨胀结果可知，样品最大膨胀倍数随聚乙二醇双马来酸酯的用量提升而提高，这是因为聚合得到的网状调剖剂分子中分别交联有n,n-双二羟甲基脲和聚乙二醇双马来酸酯，脲醛树脂中间体n,n-双二羟甲基脲的存在保证了聚合物交联结构的基本结构强度和稳定性，而聚乙二醇双马来酸酯为酯类交联剂，在水中可以不断发生水解链断裂，当环境存在高温条件时膨胀酯类交联剂的水解程度还会进一步提升，从而使得的与之相连的丙烯酰胺主链的空间分布范围逐渐扩大，使得吸水后的调剖剂颗粒的体积膨胀效果相应提高。对比7d的25℃与120℃膨胀倍数结果和30d的25℃与120℃膨胀倍数结果，可以看到，由于高温下酯类交联剂水解程度更高，调剖剂颗粒在120℃条件下的膨胀倍数大于25℃时的膨胀倍数，而30d内25℃时的膨胀体积与120℃条件下的膨胀体积接近则表明该调剖剂在低温下也具有较好的终膨性能。比较120℃时的7d与30d膨胀倍数结果，可以看到，调剖剂颗粒在高温下7d内膨胀效果即可达到30d内膨胀效果的80％左右，高温膨胀迅速。比较25℃时的7d与30d膨胀结果，可以看到，25℃条件下调剖剂颗粒30d的膨胀倍数约为7d膨胀倍数的5倍左右，在低温状态下调剖剂颗粒膨胀缓慢，表明该调剖剂具有较好的低温缓膨性能，可适用于地层深部区域的流道调整应用。(2)调剖性能评价根据缝洞型碳酸盐岩油藏储层特征制备缝洞型油藏模拟岩心，使用模拟地层水饱和测量岩心体积，之后饱和模拟地层油，以0.5ml/min的速率注入矿化度为10万的模拟地层水，直至产出液含水率达到98％，停止水驱并注入0.5pv实施例1中调剖剂，并将注入调剖剂的模拟岩心置于120℃条件下老化7d，老化完成后再次以0.5ml/min的注液速度使用模拟地层水对模拟岩心进行水驱至产出液含水率再次达到98％，记录全过程中的注液程度与采收率和含水率变化情况，其结果如图1所示。由图1的结果可以看到，本发明在第一次水驱后将调剖剂注入缝洞型模拟岩心中，对模拟岩心中的高渗透层进行封堵，启动了低渗透层，其在10万矿化度水、120℃条件下，经聚合物分子中的酯类交联剂的高度水解引起了酯链断裂和链分散，有效扩大了聚合物分子的体积，实现了颗粒的快速膨胀，而在同条件下老化7d后依然具有良好的流道调整作用，则证明其具有优良抗高温抗高盐能力；且本发明在第二次水驱过程中，将第一次水驱稳定时的采收率由约56％提升至约84％，最终采收率提高了28％左右，缝洞型油藏在使用本发明调整流道之后采收率具有了明显的提高，从而说明了本发明具有较好的调剖整流效果。本发明以丙烯酰胺为单体，分别使用n,n-双二羟甲基脲和聚乙二醇双马来酸酯作为共同交联剂，合成了一种具有双重交联结构的聚合物调整剂，该调剖剂颗粒的初膨倍数低，终膨倍数高，膨胀性能良好；并在保证吸水溶胀后分子结构强度的前提下，使得该调剖剂具有良好的低温缓膨性能和抗高温高盐性能，便于调剖剂颗粒顺利深入地层深处，可满足不同深度和结构的储层的调剖堵水要求，起到了有效提高缝洞型油藏的采收率的作用。本发明在上文已优选实施例公开，但是本领域的技术人员应理解的是，这些实施例仅用于描述本发明，而不应理解为限制本发明的范围。在不脱离本发明原理的前提下，还能进一步改进，这些改进也应视为本发明的保护。当前第1页1 2 3
技术特征：1.一种缝洞型油藏流道调剖剂体系，其特征在于，原料组成按照质量分数计算如下：
丙烯酰胺：12％～16％
引发剂：0.009％～0.012％
n,n-双二羟甲基脲：0.6％～1.0％
聚乙二醇双马来酸酯：0.5％～0.7％
助剂：18％～25％
余量为水，各原料组分质量分数总和100％。
2.如权利要求1所述的一种缝洞型油藏流道调剖剂体系，其特征在于：所述引发剂为偶氮类引发剂。
3.如权利要求1所述的一种缝洞型油藏流道调剖剂体系，其特征在于：所述助剂为膨润土和蛭石中的一种或由其两种任意比例组成的混合物。
4.如权利要求1-3中任一所述的一种缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备方法，其特征在于，具体制备步骤如下：
s1：主剂凝胶的制备
将丙烯酰胺、引发剂、n,n-双二羟甲基脲、聚乙二醇双马来酸酯、水混合后，保持反应温度70℃，在通氮气保护的条件下，搅拌反应5h，之后向反应中的混合溶液中加入助剂，继续搅拌5h，得到主剂凝胶。
s2：缝洞型油藏流道调剖剂体系的制备
将步骤s1中制备得到的主剂凝胶转移至90℃的烘箱中干燥24h，得到调剖剂成胶固体，并依照实际使用时的需求粉碎筛分成胶固体，得到相应大小的调剖剂颗粒。
技术总结本发明公开了一种缝洞型油藏流道调剖剂体系及其制备方法，所述调剖剂以质量分数计由以下原料混合制得：将丙烯酰胺与N,N‑双二羟甲基脲、聚乙二醇双马来酸酯、引发剂、助剂、水在70℃条件下氮气保护反应10h，90℃烘干24h后制得调剖剂颗粒。本发明以N,N‑双二羟甲基脲和聚乙二醇双马来酸酯分别与丙烯酰胺单体共聚得到双重交联聚合物，不同于常规的颗粒性调剖剂分子，在保证调剖剂分子强度的同时，使其能够在水中逐步水解，提高颗粒的膨胀和调整封堵效果，且低温缓膨效果良好，在高温下膨胀迅速，具有良好的抗高温高盐性能，便于将调剖剂颗粒顺利输送至缝洞型油藏复杂的孔隙结构深处后快速发挥调整作用，可满足不同深度和结构的储层调整。
技术研发人员：张继;欧学峰
受保护的技术使用者：成都泽赛普石油工程技术服务有限公司
技术研发日：2020.11.30
技术公布日：2021.03.12
