一种选择性低密度堵水剂及其制备与施工工艺的制作方法

本发明属于油田化学技术领域，涉及一种堵水剂及其制备工艺，具体地说设计一种选择性低密度堵水剂及其制备与施工工艺。

背景技术：

油井出水是油田生产面临的一个严峻问题，油井产出的水有不同的来源：一是来源于储层间的边水；二是来源于储层的底水；三是来源于储层水或注入水。通常通过堵水剂来控制油井中水的产出、提高原油生产井的含油量，降低安全风险，原油生产井堵水的目的是控制注入水、边水或底水的产出。

对于堵水剂的研究，国外起步较早，至今已有50余年的历史，发展出了高分子聚合物化学堵水剂、水溶性聚合物冻胶类堵水剂、无机材料堵水剂和颗粒凝胶堵水剂等。国内在这方面的研究起步较晚，但在理论和应用上都有快速发展。

从工艺角度堵水剂通常可分为以下两类：一种是以在地层中反应产生沉淀型的无机盐类化学剂，它的封堵原理是，向单层注入有隔离液隔开的两种无机化学剂溶液，在地层形成沉淀堵塞封堵地层孔道；另一种是以聚合物冻胶的物理堵塞为主并兼有吸附和动力捕集作用的化学剂，而这种结构把水包含在晶格结构中形成具有粘弹性的冻胶体，这种冻胶体在孔隙介质中间形成物理堵塞，阻止水流通过或改变水流方向。堵水剂根据堵水剂对油层和水层的堵塞左右，又可分为非选择性堵水剂和选择性堵水剂。非选择性堵水是指堵剂在油井层中能同时封堵油层和水层的化学剂；选择性堵水是指封堵水层而不堵油层，故只在水层造成堵塞而对油层影响甚微。按照堵水剂在地层中的形态，可将其分成五类：冻胶型、树脂型、凝胶型、沉淀型和分散体型。

油田水平井是提高储量动用率、采收率和单井产能的重要手段，但是存在中高渗油藏高含水的问题，因此往往需要进行堵水处理，水平井堵水技术涉及油藏、工艺技术、堵水剂、测井和完井方式等多个方面。由于水平井的特殊性,作业工艺复杂,测井找水资料少,加之水平井分段压裂完井的特殊性,都增加了堵水的难度。国内外对水平井堵水技术的研究针对水平井、深井油气井生产中普遍遇到的底水、边水、注入水的严重水窜问题，对于水平井化学堵剂的研究刚刚起步，由于水平井井段长，且通常以裸眼或割缝筛管完井，给化学堵剂的注入带来困难。目前水平井堵剂的注入工艺还是沿用直井作业工艺，因此导致措施效果差，堵水效率低、原油产量得不到提高。

技术实现要素：

为此，本发明正是要解决上述技术问题，从而提出一种堵水效率高、易于施工的选择性低密度堵水剂及其制备与施工工艺。

为解决上述技术问题，本发明的技术方案为：

本发明提供一种选择性低密度堵水剂，以重量份计，所述堵水剂包括：超细轻质碳酸钙粉100份，硅基不饱和聚酯树脂5-10份，多元脂肪酸酯2-3份，生物聚合物1-2份，高温固结剂15-20份。

作为优选，所述超细轻质碳酸钙粉的平均粒径不大于15μm，所述超细轻质碳酸钙粉中碳酸钙含量不低于95wt％。

作为优选，所述硅基不饱和聚酯树脂中固体含量大于60％。

作为优选，所述多元脂肪酸酯平均粒径不大于15μm，其中有效物含量不低于80％。

作为优选，所述生物聚合物平均粒径不大于15μm，粘度不低于100mpa.s。

本发明还提供一种制备所述选择性低密度堵水剂的工艺，其包括如下步骤：

s1、将超细轻质碳酸钙粉与硅基不饱和聚酯树脂按比例混合均匀，烘干后粉碎至所需粒径；

s2、将生物聚合物、多元脂肪酸酯、高温固结剂按比例混合均匀，粉碎至所需粒径；

s3、将所述步骤s1、s2得到的产物混合均匀即得堵水剂。

作为优选，制得的堵水剂在水中加入量不低于10％时，液体体积增加5％以上，密度小于0.95g/cm³。

本发明还提供一种所述选择性低密度堵水剂的施工工艺，其包括如下步骤：

s1、在搅拌状态下，将所述堵水剂加入配制基液中，得到堵水剂与配制基液的混合物，所述混合物中堵水剂的质量百分比为5-35％；

s2、继续搅拌至达到所需粘度和密度，得到堵水剂流体体系；

s3、将所述堵水剂流体体系注入水平井中，进行堵水。

作为优选，所述步骤s1中搅拌速度为50-500转/min，堵水剂的加入速度为25-50kg/min；所述步骤s2中搅拌时间不少于30min。

作为优选，所述堵水剂流体体系的表观粘度为15-50mpa.s，密度为0.75～0.95g/cm³。

本发明的上述技术方案相比现有技术具有以下优点：

(1)本发明所述的选择性低密度堵水剂，以重量份计，所述堵水剂包括：超细轻质碳酸钙粉100份，硅基不饱和聚酯树脂5-10份，多元脂肪酸酯2-3份，生物聚合物1-2份，高温固结剂15-20份。该堵水剂粒径小、在水中分散性好、悬浮稳定性强、密度低，在室温下可长时间保持稳定，易于配制和施工，温度高于50℃以上时，发生交联固化反应，粘度逐渐升高，由液体转变为固体，阻断水窜的发生，起到长期封堵的作用，能满足深井和超深井的长时间堵水作业施工要求，堵水剂体系在原油中，硅基不饱和树脂、多元脂肪酸酯等不能与高温固结剂发生反应，保持流动状态，不会堵塞油层渗流通道，达到堵水不堵油的目的。所述堵水剂对人体无毒副作用，保证了施工人员的健康安全。该堵水剂可广泛用于水平井选择性堵水、控制边水、底水锥进及储层间的水窜。

(2)本发明所述的选择性低密度堵水剂的施工工艺，将堵水剂与配制用配制基液混合制得堵水剂流体体系后，即可现场施工，施工工艺简单、快捷，配制基液可选用工业水、地层污水、高矿化度盐水等，成本低廉，所述流体体系流动性好、粘度和密度低，易于泵注和深部封堵，由于井中原油和地层水的粘度差异大，堵水剂流体可选择性的进入油井内的水窜流道，在后注入流体的推动下，堵水剂流体进入水窜通道的深部，在地层温度大于50℃的环境下，堵水剂发生交联反应，粘度快速提高，形成固结体，从而起到长期堵水的效果，该堵水剂流体体系对配制基液要求较低，可广泛用于海洋、沙漠等区域油井的调剖堵水施工作业及钻井堵漏，该流体体系的低密度又使得该堵水剂可广泛应用于低压油气层、底水油藏等堵水施工，经济效益和环保效益显著。

附图说明

为了使本发明的内容更容易被清楚的理解，下面根据本发明的具体实施例并结合附图，对本发明作进一步详细的说明，其中

图1是本发明实验例中采用选择性低密度堵水剂对601-平44井进行施工的生产曲线图；

图2是本发明实验例中采用选择性低密度堵水剂对hz19-3-9井进行施工的生产曲线对比图。

具体实施方式

实施例1

本实施例提供一种选择性低密度堵水剂，以重量份计，所述堵水剂包括：超细轻质碳酸钙粉100份，硅基不饱和聚酯树脂10份，多元脂肪酸酯3份，生物聚合物2份，高温固结剂20份。

其中，所述超轻质碳酸钙粉的平均粒径不大于15μm，超细轻质碳酸钙粉中碳酸钙含量不低于95wt％。所述硅基不饱和聚酯树脂可为高温型硅基环氧树脂，其中固体含量大于60％。所述多元脂肪酸酯平均粒径不大于15μm，其中有效物含量不低于80％，本实施例中，所述多元脂肪酸是油脂通过生物反应后的产物—糖脂bs，主要成分为乙酰化糖脂。所述生物聚合物为xc生物聚合物等，平均粒径不大于15μm，粘度不低于100mpa.s。所述高温固化剂是芳香族多胺等。

本实施例还提供一种制备所述选择性低密度堵水剂的工艺，其包括如下步骤：

s1、将超细轻质碳酸钙粉与硅基不饱和聚酯树脂按上述比例混合均匀，在100℃下烘干后粉碎至所需粒径(不大于15μm)；

s2、将生物聚合物、多元脂肪酸酯、高温固结剂按比例混合均匀，粉碎至所需粒径(不大于15μm)；

s3、将所述步骤s1、s2得到的产物混合均匀即得堵水剂。

制得的堵水剂在水中加入量不小于10％时，可使液体体积增加5％以上，并使得到的堵水剂与水的混合物密度小于0.95g/cm³。

本实施例还提供一种采用上述堵水剂进行施工的工艺，包括如下步骤：

s1、在50转/min的搅拌速度下，将所述堵水剂以25kg/min的加料速度加入配制基液中，得到堵水剂与配制基液的混合物，所述混合物中堵水剂的质量百分比为5％，所述配制基液可以为工业用水、地层污水、高矿化度盐水等，得到水基体系，或者配制基液还可以在水基体系的基础上加入柴油等油性物质，得到油基体系，其中，高矿化度盐水的总矿化度小于20万mg/l。采用以上液体配制的油井用选择性低密度堵水剂流体体系性能不受影响，堵水性能指标均可满足施工作业要求。

s2、继续搅拌30min以上至混合物达到所需粘度和密度，得到堵水剂流体体系，堵水剂流体体系的表观粘度为15-50mpa.s，密度为0.75～0.95g/cm³；当表观粘度低于15mpa.s时，增加堵水剂的加入量，至达到粘度要求，粘度高于50mpa.s时，增加配制用水量，至达到粘度要求，密度高于0.95g/cm³时，提高搅拌速度，将密度调节至0.95g/cm³以下，得到低粘度、密度的堵水剂流体体系。

s3、将所述堵水剂流体体系注入水平井中，进行堵水，堵水剂流体体系由于粘度较低，密度低，可快速注入到堵水井内，由于原油和地层水的粘度差异大，堵剂流体选择性的进入到油井内的水窜通道，在后注入流体的推动下，堵水剂流体进入水窜通道的深部，在地层温度大于50℃的环境下，选择性低密度堵水剂在高温的激发下，发生交联反应，粘度快速上升，形成固结体，阻断水窜的发生，从而起到长期封堵的效果。

实施例2

本实施例提供一种选择性低密度堵水剂，以重量份计，所述堵水剂包括：超细轻质碳酸钙粉100份，硅基不饱和聚酯树脂5份，多元脂肪酸酯2份，生物聚合物1份，高温固结剂15份。

其中，所述超轻质碳酸钙粉的平均粒径不大于15μm，超细轻质碳酸钙粉中碳酸钙含量不低于95wt％。所述硅基不饱和聚酯树脂中固体含量大于60％。所述多元脂肪酸酯平均粒径不大于15μm，其中有效物含量不低于80％。所述生物聚合物平均粒径不大于15μm，粘度不低于100mpa.s。

本实施例还提供一种采用上述堵水剂进行施工的工艺，包括如下步骤：

s1、在500转/min的搅拌速度下，将所述堵水剂以50kg/min的加料速度加入地层污水中，得到堵水剂与水的混合物，所述混合物中堵水剂的质量百分比为35％，所述配制用水为地层污水。

s2、继续搅拌30min以上至混合物达到所需粘度和密度，得到堵水剂流体体系，堵水剂流体体系的表观粘度为15-50mpa.s，密度为0.75～0.95g/cm³。

s3、将所述堵水剂流体体系注入水平井中，进行堵水。

实施例3

本实施例提供一种选择性低密度堵水剂，以重量份计，所述堵水剂包括：超细轻质碳酸钙粉100份，硅基不饱和聚酯树脂8份，多元脂肪酸酯2.5份，生物聚合物1.5份，高温固结剂18份。

其中，所述超轻质碳酸钙粉的平均粒径不大于15μm，超细轻质碳酸钙粉中碳酸钙含量不低于95wt％。所述硅基不饱和聚酯树脂中固体含量大于60％。所述多元脂肪酸酯平均粒径不大于15μm，其中有效物含量不低于80％。所述生物聚合物平均粒径不大于15μm，粘度不低于100mpa.s。

本实施例还提供一种采用上述堵水剂进行施工的工艺，包括如下步骤：

s1、在300转/min的搅拌速度下，将所述堵水剂以35kg/min的加料速度加入工业用水中，得到堵水剂与水的混合物，所述混合物中堵水剂的质量百分比为20％，所述配制用水为地层污水。

s2、继续搅拌30min以上至混合物达到所需粘度和密度，得到堵水剂流体体系，堵水剂流体体系的表观粘度为15-50mpa.s，密度为0.75～0.95g/cm³。

s3、将所述堵水剂流体体系注入水平井中，进行堵水。

实验例1

1、测试在配制用水中分别加入质量百分比为5％、10％、15％、20％、25％、30％、35％的实施例1中油井用选择性低密度堵水剂得到的堵水剂流体体系在室温下的表观粘度、密度参数，结果如表1所示。

表1

2、将上述不同堵水剂含量的流体体系在50℃密闭条件下静置、恒温72h后，冷却至室温，分别搅拌2h，测量表观粘度、密度参数，结果如表2所示。

表2

上述测试结果表明，所述选择性低密度堵水剂在加入量低于20％的时候可保持良好的流动性，适用于深部调堵，在50℃下恒温保持后，选择性低密度堵水剂在加入量高于20％时发生固化。

3、将上述不同堵水剂含量的流体体系在150℃下密闭静置，恒温48h后冷却至室温，分别观察、测量体系的固化情况，结果如表3所示。

表3

上述测试结果表明，在地层温度为150℃的条件下，堵水剂的加入量应控制在15％以下，使其保持较好的流动性，达到深部调堵的目的。

4、将上述不同堵水剂含量的流体体系在250℃下密闭静置，恒温48h后冷却至室温，分别观察、测量体系的固化情况，结果如表4所示。

表4

上述结果表明，在地层温度为250℃的条件下，堵水剂的加入量应控制在15％以下，使其保持较好的流动性，达到深部调堵的目的。

5、将上述不同堵水剂含量的流体体系在360℃下密闭静置，恒温24h后冷却至室温，分别观察、测量体系的固化情况，结果如表5所示。

表5

上述结果表明，在地层温度为360℃的条件下，堵水剂的加入量应控制在15％以下，使其保持较好的流动性，达到深部调堵的目的。

6、在柴油中分别加入堵水剂质量百分比为5％、10％、15％、20％、25％、30％、35％的油井用选择性低密度堵水剂流体体系，得到油基选择性低密度堵水剂体系，将所述油基选择性低密度堵水剂体系在360℃下密闭静置，恒温24h后冷却至室温，分别观察、测量体系的固化情况，结果如表6所示。

表6

上述测试结果表明，采用油基选择性低密度堵水剂体系在地层温度为360℃的条件下，堵水剂的加入量达到35％时，依然可保持较好的流动性，达到堵水、不堵油的目的。

7、将堵水剂含量为35％的选择性低密度堵水剂流体体系加入不同量的柴油，搅拌均匀，在360℃下密闭静置，恒温保持24h后，冷却至室温后，分别观察测量得到的油基体系的固化情况，结果如表7所示。

表7

上述测试结果表明，在选择性低密度堵水剂含量为35％的流体体系中加入不同量的柴油，地层温度为360℃的条件下，柴油量达到30％以上时，堵水体系不发生固化反应，可保持良好的流动性，达到不堵油的效果。

8、测试堵水剂加入量为25％的堵水剂流体体系在不同搅拌速度下搅拌30min后常温下的粘度、密度参数，测试结果如表8所示。

表8

上述结果表明，随着搅拌速度的提高，流体体系密度降低，粘度稍微提高，将上述不同搅拌速度下得到的流体体系，在150℃下恒温保持48h，全部发生固化，针入度小于3mm。

实验例2

1、测试在配制用水中分别加入质量百分比为5％、10％、15％、20％、25％、30％、35％的实施例2中油井用选择性低密度堵水剂得到的堵水剂流体体系在室温下的表观粘度、密度参数，结果如表9所示。

表9

2、将上述不同堵水剂含量的流体体系在50℃密闭条件下静置、恒温72h后，冷却至室温，分别搅拌2h，测量表观粘度、密度参数，结果如表10所示。

表10

上述测试结果表明，所述选择性低密度堵水剂在加入量低于25％的时候可保持良好的流动性，适用于深部调堵，在50℃下恒温保持后，选择性低密度堵水剂在加入量高于25％时发生固化。

3、将上述不同堵水剂含量的流体体系在150℃下密闭静置，恒温48h后冷却至室温，分别观察、测量体系的固化情况，结果如表11所示。

表11

上述测试结果表明，在地层温度为150℃的条件下，堵水剂的加入量应控制在20％以下，使其保持较好的流动性，达到深部调堵的目的。

4、将上述不同堵水剂含量的流体体系在250℃下密闭静置，恒温48h后冷却至室温，分别观察、测量体系的固化情况，结果如表12所示。

表12

上述结果表明，在地层温度为250℃的条件下，堵水剂的加入量应控制在20％以下，使其保持较好的流动性，达到深部调堵的目的。

5、将上述不同堵水剂含量的流体体系在360℃下密闭静置，恒温24h后冷却至室温，分别观察、测量体系的固化情况，结果如表13所示。

表13

上述结果表明，在地层温度为360℃的条件下，堵水剂的加入量应控制在20％以下，使其保持较好的流动性，达到深部调堵的目的。

6、在柴油中分别加入堵水剂质量百分比为5％、10％、15％、20％、25％、30％、35％的油井用选择性低密度堵水剂流体体系，得到油基选择性低密度堵水剂体系，将所述油基选择性低密度堵水剂体系在360℃下密闭静置，恒温24h后冷却至室温，分别观察、测量体系的固化情况，结果如表14所示。

表14

上述测试结果表明，采用油基选择性低密度堵水剂体系在地层温度为360℃的条件下，堵水剂的加入量达到35％时，依然可保持较好的流动性，达到堵水、不堵油的目的。

7、将堵水剂含量为35％的选择性低密度堵水剂流体体系加入不同量的柴油，搅拌均匀，在360℃下密闭静置，恒温保持24h后，冷却至室温后，分别观察测量得到的油基体系的固化情况，结果如表15所示。

表15

上述测试结果表明，在选择性低密度堵水剂含量为35％的流体体系中加入不同量的柴油，地层温度为360℃的条件下，柴油量达到30％以上时，堵水体系不发生固化反应，可保持良好的流动性，达到不堵油的效果。

对比实施例1与实施例2所述的堵水剂，实施例1所述的堵水剂加量少，堵水效果较好，实施例2所述的堵水剂所需剂量较大，成本较高。

实验例3

水平井堵水现场使用情况：

1、在新疆601-平44井、平45井、平60井、平64井4口水平井，由于靠近边水，投产后不久发生严重边水的锥进，导致严重水淹，含水由10％，快速升高到100％，2012年被迫长期关井停产。

采用本实施例1所述的选择性低密度堵水剂流体体系对新疆601-平44井、平45井、60井、64井等4口水平井进行选择性堵水施工，601-平44井注入选择性低密度堵水体系200m³、平45井注入选择性低密度堵水体系240m³、平60井注入选择性低密度堵水体系180m³、平64井注入选择性低密度堵水体系200m³。经过选择性低密度堵水封窜施工后，4口井都恢复生产，平均单井产油量超过1200吨。日产油量10吨以上，含水量降至60％以下，选择性低密度堵水效果显著，经济效益好。

601-平44井在经堵水剂流体体系处理前后的生产曲线如图1所示，其中曲线a代表产液量，单位为m³/d，曲线b代表产油量，单位为m³/d，曲线c代表含水量，单位为％，曲线d代表出口温度，单位为℃，测试结果表明，使用堵水剂流体体系处理后，产油量显著提升、含水量显著下降。

2、中海油南海东部海域惠州油田水平井hz19-3-9堵水实例：

hz19-3-9是位于南海东部海域的一口水平井，水平段长度366米，原油地下密度0.8668，地下粘度24mpa.s，属于轻质油，含蜡量底，泡点压力102psi,地下溶解油气比0.1m3/m3，地下原油含气量较低。堵水作业之前产液量4260桶/天，含水97.7％，产油94桶/天，生产压差100psi。在2018年8月使用选择性低密度堵剂体系作业后日产液1032桶/天，日产油145桶/天，含水86％，较措施前下降11.8％，日增油51桶/天，降液3228桶/天，同时降低了海管外输背压，释放了惠州19-3平台其它高产井的产能，实现了在海洋石油水平井化学堵水领域的一次重大突破。hz19-3-9井堵水前后生产曲线如图2所示。

3、边水水淹停产井的堵水实例：

c平17井：开发层位馆一，水平井段射孔长度150m，该水平井处于边水边缘。该井2005年7月注蒸汽，开井生产153天后，含水量由56％上升到100％，被迫停产。停产前日液83.1t/d，日油0t/d，含水100％。经分析该井是受该区块南边水锥进影响，水平段多段出水。2015年12月1日，对c平17井进行抑制边水堵水施工，共注入堵水剂体系280m³，排量10-20m³/h，注入压力从4mpa升高到6.5mpa。2015年12月20日，注汽投产后，初期日产油10.2吨，目前日产油5.0吨左右，含水量70％以下，已连续生产近两年时间，水层得到有效封堵。

4、油层底水水淹油井堵水实例：

m-x16井2009年投产，至2010年12月累产油1700吨，因为油层底水锥进，含水量由生产初期的22％，快速升高至100％，被迫长期停产。2016年7月使用本发明所述低密度堵水剂体系实施封堵底水施工，该井共注入高温用低密度堵水体系150m³，投产后，日产液高峰期36.2t/d，日油18.4t/d，含水49.2％。至2017年6月，该井日产油7.6t/d，含水78％。

目前为止，选择性低密度堵水剂体系施工80余口油井，作业施工成功率100％，原油增产井占95％以上，无增油效果井5％以下，平均含水量降低15％以上，增产原油40％以上。

所述油井用选择性低密度堵水剂体系可广泛应用以下复杂情况下的堵水施工：(1)边水爆淹出水层段堵水；(2)底水爆淹水层层段堵水；(3)大孔道水层段堵水；(4)稠油热采多轮吞吐井出水层段堵水；(5)蒸汽驱段气窜层封堵；(6)高、中渗透出水层堵水；(7)套管破损漏失层位封堵；(8)碳酸盐岩溶洞、裂缝封堵。

显然，上述实施例仅仅是为清楚地说明所作的举例，而并非对实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。而由此所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明创造的保护范围之中。