CN111574977B

CN111574977B - 一种中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂及其制备方法

Info

Publication number: CN111574977B
Application number: CN202010473495.5A
Authority: CN
Inventors: 葛际江; 张涛; 吴千慧; 郭洪斌; 李紫薇
Original assignee: China University of Petroleum East China
Current assignee: China University of Petroleum East China
Priority date: 2020-05-29
Filing date: 2020-05-29
Publication date: 2022-12-27
Anticipated expiration: 2040-05-29
Also published as: CN111574977A

Abstract

本发明涉及一种中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂及其制备方法，该暂堵剂包括如下质量百分比的组成：低分子量聚合物2％～2.5％、酚类交联剂0.2％～0.25％、醛类交联剂0.2％～0.6％、稳定剂0.05％、催化剂0.1％、破胶剂0.5％～2％和余量的水，各组分的质量百分比之和为100％。本发明所提供冻胶暂堵剂可满足油藏温度60～100℃，封堵时间120～168h可调，破胶时间168～240h可调；对岩心封堵率达98％以上，破胶后渗透率损伤率在10％以下，可有效封堵目标地层高渗层，且自动破胶后易返排，对地层伤害极小，能够适用于大部分常规油藏，具有良好的现场应用价值。

Description

一种中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂及其制备方法

技术领域：

本发明涉及一种用于中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂及其制备方法，属于油田化学技术领域。

背景技术：

我国是世界上注水开发油田比例较高的国家之一，水驱开发油田在我国石油发展开发中占有举足轻重的地位。随着注水油田不断长期开发，进入开发中后期阶段以后，水驱波及不均现象愈发严重，出现综合含水上升，油田的稳产基础变薄弱，开采效益逐年下降。为了提高油井产量，会针对性的对有开发前景的油田进行压裂改造或其他调剖堵水作业，开发中低渗透层的原油。但由于储层存在层间差异，直接对储层改造的效果及效益不理想，暂堵剂技术可对油藏的压裂或其他作业可起到起到辅助及协同作用。通过大量现场实验表明：在压裂施工前加入暂堵剂，封堵老裂缝，压开新裂缝，部分油井经过暂堵剂施工后，产油量大幅提高，暂堵剂技术是高含水油井增产的有效方法之一。

目前常用的暂堵材料包括固体颗粒状暂堵剂，有机冻胶类暂堵剂，以及纤维类暂堵剂等，其中有机冻胶类暂堵剂是以聚合物为主剂，有机物为交联剂，加入破胶剂。通过控制各组分的加入量来控制成胶时间及破胶时间，使得注入的堵剂在储层成胶一段时间后自动破胶，从而达到配合其他增产作业的目的。CN104861953A公开了一种油田压裂暂堵剂，该暂堵剂的主要成分为两类丙烯酰胺单体、亚甲基双丙烯酰胺、过硫酸铵、亚硫酸氢钠。这种堵剂具有较好的粘结暂堵能力，具有较好的溶解性，有利于现场酸化解堵，可用于储层暂堵。其破胶剂为过硫酸铵等氧化破胶剂，是目前应用最广的一种破胶剂，但其受温度影响较大。过硫酸铵等氧化物通过分解释放自由基的方式使聚合物分子链受到攻击，使暂堵剂凝胶体系遭到破坏，以此降解聚合物凝胶。此类氧化破胶剂在应用过程中存在一定的缺陷：(1)在高温条件下反应迅速，从而使暂堵剂提前降解；在低温条件下，破胶慢且破胶不完全。(2)它属于普适性反应物，能和遇到的多数反应物反应，如管材、地层基质和羟类等，从而生成污染物，造成地层伤害；(3)过硫酸铵为一种过氧化物，存储、使用等都存在安全隐患。此外，本发明的发明人前期专利文件CN106590560A公开了一种冻胶暂堵剂，其组分及其质量百分比组成如下：部分水解聚丙烯酰胺0.3％～0.4％、酚类交联剂0.03％～0.08％、醛类交联剂0.03％～0.08％、水溶性聚乙烯醇0.05％～0.20％、盐酸或乙酸0.05％～0.50％、抗氧剂0.2％～0.5％和余量为水。这种暂堵剂适用于40℃～90℃的油藏，成胶强度高，可适用于大部分常规油藏。盐酸或乙酸的加入可以在低温条件下促进交联反应的进行，同时过量的H⁺的存在影响交联反应后酰胺结构的稳定性，破坏冻胶的体型结构，使冻胶脱水、破胶。然而，该专利文件采用无机酸作为破胶剂，暂堵剂破胶不完全，且此暂堵剂不适用于温度超过90℃油藏的调堵。

以上及现有的相关专利存在一些不足之处：聚合物成本高，受油藏温度影响较大，且加入破胶剂过硫酸铵等氧化物，油田现场施工复杂，造成地层伤害。

发明内容：

针对现有技术的不足，本发明提供一种适用于中高温(60℃～100℃)油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂及其制备方法。

本发明的技术方案如下：

一种中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂，包括如下质量百分比的组成：

低分子量聚合物2％～2.5％、酚类交联剂0.2％～0.25％、醛类交联剂0.2％～0.6％、稳定剂0.05％、催化剂0.1％、破胶剂0.5％～2％和余量的水，各组分的质量百分比之和为100％。

根据本发明，优选的，所述的低分子量的聚合物为聚丙烯酰胺，所述的聚丙烯酰胺的相对分子质量为50×10⁴～200×10⁴，最优选100×10⁴。

根据本发明，优选的，所述酚类交联剂为间苯二酚或对苯二酚。

根据本发明，优选的，所述的醛类交联剂为乌洛托品。

根据本发明，优选的，所述稳定剂为纳米二氧化硅、铝溶胶、纳米二氧化钛中的一种或其组合，最优选铝溶胶作为稳定剂。

根据本发明，优选的，所述催化剂为乙酸、盐酸之一或其组合，最优选乙酸作为催化剂。

根据本发明，优选的，所述破胶剂为丙二酸、甲基丙二酸、乙基丙二酸之一或其组合，最优选丙二酸作为破胶剂。

根据本发明，优选的，所述的中高温油藏温度为60℃～100℃。

根据本发明，优选的，所述中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂，包括如下质量百分比的组成：

相对分子质量为100×10⁴的聚丙烯酰胺占冻胶暂堵剂质量百分比2.5％；间苯二酚占冻胶暂堵剂质量百分比0.2％；乌洛托品占冻胶暂堵剂质量百分比0.2～0.6％；铝溶胶占冻胶暂堵剂质量百分比0.05％；乙酸占冻胶暂堵剂质量百分比0.1％；丙二酸占冻胶暂堵剂质量百分比0.5～2％；水，余量。

根据本发明，上述中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂的制备方法，包括步骤如下：

(1)配制一定浓度的低分子量聚合物母液，按配比将低分子聚合物加入水中搅拌至完全溶解，常温熟化6小时；

(2)按配比加入步骤(1)的聚合物母液、酚类交联剂、醛类交联剂、水，搅拌均匀；

(3)向步骤(2)的体系中加入催化剂、稳定剂、破胶剂，搅拌均匀，即得冻胶成胶液。

本发明的冻胶暂堵剂体系，在60～80℃范围，选择加入1％破胶剂，可保证体系在3天内冻胶保持强度G级，而在7天后冻胶强度下降至可以流动(C级)；在80℃～100℃范围，选择加入0.75％破胶剂，可保证体系在3天内冻胶保持强度G级，而在7天后冻胶强度下降至可以流动(C级)。成胶时间及强度借助冻胶强度代码法，凝胶强度等级如表1所示。

表1凝胶强度代码标准

本发明的技术特点：

本发明通过采用低分子、高浓度聚合物作为主剂，可提高暂堵剂的强度；并采用丙二酸等有机酸代替传统的氧化破胶剂过硫酸铵，丙二酸在一定温度下可与聚合物发生氧化还原反应，破坏聚合物的分子结构，同时分解出CO₂，可对酚醛冻胶结构产生影响，使其脱水进而破胶。相比于盐酸或乙酸，丙二酸在低温条件下不会分解，可保证暂堵剂成胶液的稳定性。中高温下可通过控制其氧化还原反应进而控制破胶，以使破胶时间可控；同时又可避免与地层基质、管材等反应生成污染物；施工方便、破胶彻底且可操作性好。

本发明的酚醛冻胶自降解暂堵剂，配方简单、成本较低、毒性较小、施工方便、纯液相、无固相、粘度低、流动性好，容易渗入微小裂缝孔隙，在短时间内冻胶能达到较高强度并保持一定时间，可达到暂堵储层大孔隙、裂缝的目的；在一定时间后可自动降解破胶，无需二次注入破胶剂，减少了作业成本；并且可以通过对交联剂及破胶剂用量的调整，可针对不同温度地层来调整成胶液的成胶时间、冻胶强度及破胶时间，分批次现场施工；封堵率高及渗透率损伤率低；对多孔介质污染小，储层损伤小；一次性成功率高。相比于其他暂堵技术，减少了作业成本、且此暂堵剂作业后有效封堵时间可控，返排方便，施工安全且效果好，对于调剖堵水、压裂问题的解决具有重要的理论和实践指导意义。

本发明的有益效果是：

1、本发明的成胶液注入性好，分子量适中，可以深度渗入目的地层的孔隙、裂缝，充分与岩石骨架接触粘合，成胶后形成的三维网状高强度冻胶可大幅度降低高渗区的渗透率，极大改善地层承压能力，起到暂堵地层的作用。

2、本发明选用的破胶剂为丙二酸，相比于一般暂堵剂的破胶剂(过硫酸铵)具有较好的耐温耐盐性能，对地层的损伤较小，溶解性好，在提高封堵率及恢复渗透率方面的作用显著；施工方便，且提高了作业安全性。

3、本发明提供的自降解暂堵剂在60～100℃油藏条件下，封堵时间120～168h可调，破胶时间168～240h可调；对岩心封堵率达98％以上，破胶后渗透率损伤率在10％以下；具有制备方法简单，良好的自降解性能，不需要二次施工进行降解作业，安全性能高；满足注得进、堵得住、解得开三个关键点，减少现场施工成本等优点。

具体实施方式：

为了更加清楚地理解本发明，现对本发明的具体实施方案进行详细的阐述，但本发明所保护范围不仅限于此。

所有的实施案例都以配制100g冻胶成胶液，其他药品占成胶液质量的百分比加入。

实施案例中所用的酚醛冻胶自降解暂堵剂按如下方法制备得到：

(1)配制一定浓度的聚合物母液，按配比将低分子聚合物加入水中搅拌至完全溶解，常温熟化6小时(实施案例中聚合物母液的质量浓度均为4％)；

(3)向步骤(2)的体系中加入催化剂、稳定剂、破胶剂，搅拌均匀，既得冻胶成胶液；

(4)将上述搅拌好的成胶液装到安瓿瓶中密封，置于60～100℃，即可老化观察。

考虑到可降解暂堵剂需要一定的成胶时间、有效封堵时间、破胶时间，所以破胶剂丙二酸的添加量是影响暂堵剂性能的一大重要因素。下面主要是控制破胶剂的量来测定冻胶在不同时间下的强度变化情况。

实施例1：

在烧杯中加入62.5g聚合物母液，0.2g间苯二酚，0.4g乌洛托品，36.25g水，搅拌均匀后，再加入0.05g铝溶胶，0.1g乙酸，0.5g丙二酸并搅拌至药品全部溶解到水溶液中，即得到本发明的冻胶暂堵剂成胶液。装入安瓿瓶中封口后置于100℃高温罐中进行老化，在不同时间节点观测其冻胶强度变化。该暂堵剂在100℃下的成胶时间为5h，1～4天强度保持在F以上(72h时强度为G)，从第5天开始降解，强度逐渐降低，在第8天强度降为C，具有较好的流动性。冻胶强度变化见下表2。

表2成胶液中加入0.5％破胶剂后100℃下冻胶强度随时间变化

封堵能力考查：

考察本发明所提供的冻胶的封堵能力。具体实验过程如下：将内径为2.5cm、长度为20cm的两根填砂管填充石英砂粒制得低、高渗模拟岩心，记为1#和2#，水驱压力稳定后得到原始渗透率k₁，然后将上述成胶液反向注入填砂管中，注入体积为0.5PV(岩心孔隙体积)，然后注入0.3PV水进行顶替，之后将填砂管置于100℃恒温烘箱中分别老化72h和192h，最后分别水驱至压力稳定，测得模拟岩心在不同时间的堵后渗透率k₂、k₃，并按公式E₁＝(k₁-k₂)/k₁×100％、E₂＝(k₁-k₃)/k₁×100％计算岩心封堵率E₁及渗透率损伤率E₂，实验结果如表3所示：

表3实施例1封堵能力测试

实施例2：

在烧杯中加入62.5g聚合物母液，0.2g间苯二酚，0.4g乌洛托品，36.0g水，搅拌均匀后，再加入0.05g铝溶胶，0.1g乙酸，0.75g丙二酸并搅拌至药品全部溶解到水溶液中，即得到本发明的冻胶暂堵剂成胶液。装入安瓿瓶中封口后置于90℃水浴锅中进行老化，在不同时间节点观测其冻胶强度变化。该暂堵剂在90℃下的成胶时间为5h，1～4天强度保持在F以上(72h时强度为G)，从第5天开始降解，强度逐渐降低，在第6天强度降为C，具有较好的流动性。冻胶强度变化见下表4。

表4成胶液中加入0.75％破胶剂后90℃下冻胶强度随时间变化

封堵能力考查：

考察本发明所提供的冻胶的封堵能力。具体实验过程如下：将内径为2.5cm、长度为20cm的两根填砂管填充石英砂粒制得低、高渗模拟岩心，记为3#和4#，水驱压力稳定后得到原始渗透率k₁，然后将上述成胶液反向注入填砂管中，注入体积为0.5PV(岩心孔隙体积)，然后注入0.3PV水进行顶替，之后将填砂管置于90℃水浴锅中分别老化72h和168h，最后分别水驱至压力稳定，测得模拟岩心在不同时间的堵后渗透率k₂、k₃，并按公式E₁＝(k₁-k₂)/k₁×100％、E₂＝(k₁-k₃)/k₁×100％计算岩心封堵率E₁及渗透率损伤率E₂，实验结果如表5所示：

表5实施例2封堵能力测试

实施例3：

在烧杯中加入62.5g聚合物母液，0.2g间苯二酚，0.4g乌洛托品，36.0g自来水，搅拌均匀后，再加入0.05g铝溶胶，0.1g乙酸，0.75g丙二酸并搅拌至药品全部溶解到水溶液中，既得到本发明的冻胶暂堵剂成胶液。装入安瓿瓶中封口后置于80℃水浴锅中进行老化，在不同时间节点观测其冻胶强度变化。该暂堵剂在80℃下的成胶时间为6h，1～6天强度保持在F以上(96h时强度为G)，从第7天开始降解，强度逐渐降低，在第10天强度降为C，具有较好的流动性。冻胶强度变化见下表6。

表6成胶液中加入0.75％破胶剂后80℃下冻胶强度随时间变化

封堵能力考查：

考察本发明所提供的冻胶的封堵能力。具体实验过程如下：将内径为2.5cm、长度为20cm的两根填砂管填充石英砂粒制得低、高渗模拟岩心，记为5#和6#，水驱压力稳定后得到原始渗透率k₁，然后将上述成胶液反向注入填砂管中，注入体积为0.5PV(岩心孔隙体积)，然后注入0.3PV水进行顶替，之后将填砂管置于80℃水浴锅中分别老化96h和240h，最后分别水驱至压力稳定，测得模拟岩心在不同时间的堵后渗透率k₂、k₃，并按公式E₁＝(k₁-k₂)/k₁×100％、E₂＝(k₁-k₃)/k₁×100％计算岩心封堵率E₁及渗透率损伤率E₂，实验结果如表7所示：

表7实施例3封堵能力测试

实施例4：

在烧杯中加入62.5g聚合物母液，0.2g间苯二酚，0.4g乌洛托品，35.75g自来水，搅拌均匀后，再加入0.05g铝溶胶，0.1g乙酸，1g丙二酸并搅拌至药品全部溶解到水溶液中，即得到本发明的冻胶暂堵剂成胶液。装入安瓿瓶中封口后置于70℃水浴锅中进行老化，在不同时间节点观测其冻胶强度变化。该暂堵剂在70℃下的成胶时间为6h，1～5天强度保持在F以上(96h时强度为G)，从第6天开始降解，强度逐渐降低，在第10天强度降为C，具有较好的流动性。冻胶强度变化见下表8。

表8成胶液中加入1％破胶剂后70℃下冻胶强度随时间变化

封堵能力考查：

考察本发明所提供的冻胶的封堵能力。具体实验过程如下：将内径为2.5cm、长度为20cm的两根填砂管填充石英砂粒制得低、高渗模拟岩心，记为7#和8#，水驱压力稳定后得到原始渗透率k₁，然后将上述成胶液反向注入填砂管中，注入体积为0.5PV(岩心孔隙体积)，然后注入0.3PV水进行顶替，之后将填砂管置于70℃水浴锅中分别老化96h和240h，最后分别水驱至压力稳定，测得模拟岩心在不同时间的堵后渗透率k₂、k₃，并按公式E₁＝(k₁-k₂)/k₁×100％、E₂＝(k₁-k₃)/k₁×100％计算岩心封堵率E₁及渗透率损伤率E₂，实验结果如表9所示：

表9实施例4封堵能力测试

实施例5：

在烧杯中加入62.5g聚合物母液，0.2g间苯二酚，0.4g乌洛托品，34.75g自来水，搅拌均匀后，再加入0.05g铝溶胶，0.1g乙酸，2g丙二酸并搅拌至药品全部溶解到水溶液中，既得到本发明的冻胶暂堵剂成胶液。装入安瓿瓶中封口后置于60℃水浴锅中进行老化，在不同时间节点观测其冻胶强度变化。该暂堵剂在60℃下的成胶时间为5h，1～6天强度保持在F以上(72h时强度为G)，从第7天开始降解，强度逐渐降低，在第9天强度降为C，具有较好的流动性。冻胶强度变化见下表10。

表10成胶液中加入2％破胶剂后60℃下冻胶强度随时间变化

成胶时间

6h

1d

2d

3d

4d

5d

6d

7d

9d

10d

成胶强度

H

G

F

E

C

封堵能力考查：

考察本发明所提供的冻胶的封堵能力。具体实验过程如下：将内径为2.5cm、长度为20cm的两根填砂管填充石英砂粒制得低、高渗模拟岩心，记为9#和10#，水驱压力稳定后得到原始渗透率k₁，然后将上述成胶液反向注入填砂管中，注入体积为0.5PV(岩心孔隙体积)，然后注入0.3PV水进行顶替，之后将填砂管置于60℃水浴锅中分别老化72h和216h，最后分别水驱至压力稳定，测得模拟岩心在不同时间的堵后渗透率k₂、k₃，并按公式E₁＝(k₁-k₂)/k₁×100％、E₂＝(k₁-k₃)/k₁×100％计算岩心封堵率E₁及渗透率损伤率E₂，实验结果如表11所示：

表11实施例5封堵能力测试

通过表2至表11实验结果表明：本发明提供的酚醛冻胶自降解暂堵剂具有优异的封堵性能及渗透率恢复力，适用油藏温度为60℃～100℃。针对不同油藏温度，可通过改变丙二酸用量来调整暂堵剂的封堵、破胶时间，对应60℃～70℃的油藏温度可增加丙二酸用量，对应80℃～100℃的油藏温度可降低丙二酸用量。进行以上岩心封堵实验可知：渗透率为2.000μm²(低渗)级别的岩心在冻胶成胶后封堵率均在98％以上；渗透率为5.000μm²(高渗)岩心在冻胶成胶后封堵率均在97％以上；2.000μm²与5.000μm²级别的岩心在冻胶破胶后，岩心的渗透率损伤率均在10％以下。本发明提供的暂堵剂可有效封堵目标地层高渗层，且破胶后易返排，对地层伤害极小，具有良好的现场应用价值。

为了突出本发明关键技术指标的作用，进行了以下两组对比实验。

对比例1

破胶剂对比。破胶剂分别选用丙二酸、盐酸及乙酸，暂堵剂其他添加剂用量保持不变，进行岩心封堵实验，测试成胶性能、对比封堵和破胶效果。在编号为1、2、3的烧杯中分别加入62.5g聚合物母液，0.2g间苯二酚，0.4g乌洛托品，36.0g自来水，搅拌均匀后，再加入0.05g铝溶胶，0.1g乙酸搅拌均匀后。1号烧杯再加入0.75g丙二酸；2号烧杯再加入0.75g盐酸、3号烧杯再加入0.75g乙酸。搅拌1、2、3号烧杯至药品全部溶解到水溶液中，既得到三种不同破胶剂的冻胶暂堵剂成胶液。装入安瓿瓶中封口后置于90℃水浴锅中进行老化，在不同时间节点观测其冻胶强度变化。冻胶强度变化见下表12。

表12不同破胶剂在90℃下冻胶强度随时间变化

由表12可知：相比破胶剂为丙二酸的暂堵剂配方，破胶剂分别为盐酸及乙酸的暂堵剂在90℃下，老化10d时冻胶强度均在E级别(粘度为4000mPa·s)以上，冻胶不具备流动性，破胶不彻底；破胶剂为丙二酸的暂堵剂在90℃下的成胶时间为5h，1～4天强度保持在F以上(72h时强度为G)，从第5天开始降解，强度逐渐降低，在第6天强度降为C，具有较好的流动性。相比破胶剂为乙酸及盐酸的暂堵剂，该暂堵剂封堵时间适宜且破胶彻底。

封堵能力考查：

考察三种不同破胶剂的封堵能力。具体实验过程如下：将内径为2.5cm、长度为20cm的六根填砂管填充石英砂粒制得低、高渗模拟岩心，记为11#～16#。岩心11#及12#为破胶剂为丙二酸的暂堵剂配方，岩心13#及14#为破胶剂为盐酸的暂堵剂配方，岩心15#及16#为破胶剂为乙酸的暂堵剂配方。水驱压力稳定后得到原始渗透率k₁，然后按照编号将对比例1所述成胶液分别反向注入对应编号的填砂管中，注入体积为0.5PV(岩心孔隙体积)，然后注入0.3PV水进行顶替，之后将填砂管置于90℃水浴锅中分别老化72h和168h，最后分别水驱至压力稳定，测得模拟岩心在不同时间的堵后渗透率k₂、k₃，并按公式E₁＝(k₁-k₂)/k₁×100％、E₂＝(k₁-k₃)/k₁×100％计算岩心封堵率E₁及渗透率损伤率E₂，实验结果如表13所示：

表13对比例1封堵能力测试

由表13可知：对于2.000μm²及5.000μm²级别的岩心，在封堵72h时，三种暂堵剂配方的岩心封堵率E₁均在97％以上，均能达到暂堵要求；在封堵168h时，破胶剂为盐酸及乙酸的暂堵剂对岩心的损伤率E₂均达到45％以上，暂堵剂未能解堵，对岩心产生了较为严重的损伤。而破胶剂为丙二酸的暂堵剂在封堵168h时，对岩心的渗透率损伤率E₂均在9％以下，对地层伤害极小。

对比例2

聚合物分子量对比。进行了低分子、高浓度聚合物作为主剂和高分子、低浓度聚合物作为主剂的对比实验。两种聚丙烯酰胺的相对分子质量分别为100×10⁴、1200×10⁴，暂堵剂其他添加剂用量保持不变，进行岩心封堵实验，测试成胶性能、对比封堵和破胶效果。在编号为4、5的烧杯中分别加入62.5g不同相对分子质量的聚合物母液(相对分子质量为100×10⁴的聚合物母液的质量浓度为4％，相对分子质量为1200×10⁴的聚合物母液的质量浓度为1％)，再加入0.2g间苯二酚，0.4g乌洛托品，36.0g自来水，搅拌均匀后，再加入0.05g铝溶胶，0.1g乙酸、0.75g丙二酸，搅拌至药品全部溶解到水溶液中，既得到两种不同聚合物分子量的冻胶暂堵剂成胶液。装入安瓿瓶中封口后置于90℃水浴锅中进行老化，在不同时间节点观测其冻胶强度变化。冻胶强度变化见下表14。

表14不同聚合物在90℃下冻胶强度随时间变化

由表14可知：采用高分子、低浓度聚合物作为主剂的暂堵剂配方的成胶时间为3h，对于现场施工作业的要求苛刻。且成胶后暂堵剂强度最高为G级别，3d后强度开始下降至F级别，该配方的有效暂堵时间为2d，时间较短；采用低分子、高浓度聚合物作为主剂的暂堵剂配方的成胶时间为6h，可满足多数现场施工条件。成胶后暂堵剂强度最高为H级别，3d时暂堵剂的强度能保持在G级别，封堵能力强，有效封堵时间为4d，可达到暂堵作业要求。

封堵能力考查：

考察两种不同破胶剂的封堵能力。具体实验过程如下：将内径为2.5cm、长度为20cm的四根填砂管填充石英砂粒制得低、高渗模拟岩心，记为17#～20#。岩心17#及18#为低分子、高浓度聚合物作为主剂的暂堵剂配方，岩心19#及20#为高分子、低浓度聚合物作为主剂的暂堵剂配方。水驱压力稳定后得到原始渗透率k₁，然后按照编号将对比例2所述成胶液分别反向注入对应编号的填砂管中，注入体积为0.5PV(岩心孔隙体积)，然后注入0.3PV水进行顶替，之后将填砂管置于90℃水浴锅中分别老化72h和168h，最后分别水驱至压力稳定，测得模拟岩心在不同时间的堵后渗透率k₂、k₃，并按公式E₁＝(k₁-k₂)/k₁×100％、E₂＝(k₁-k₃)/k₁×100％计算岩心封堵率E₁及渗透率损伤率E₂，实验结果如表15所示：

表15对比例2封堵能力测试

由表15可知：对于2.000μm²及5.000μm²级别的岩心，采用低分子、高浓度聚合物作为主剂的暂堵剂配方，当封堵时间为72h时岩心封堵率E₁均大于97％，暂堵能力强；而采用高分子、低浓作为主剂的暂堵剂配方的岩心封堵率为80％左右，容易形成水窜通道进而后续暂堵能力迅速下降。当封堵时间为168h时，采用低分子、高浓度聚合物作为主剂的暂堵剂配方对岩心的渗透率损伤率E₂均小于9％，相比于高分子、低浓度的暂堵剂配方，该配方对地层的伤害更小。

Claims

1.一种中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂，所述的中高温油藏温度为60℃~100℃，其特征在于，该暂堵剂包括如下质量百分比的组成：

低分子量聚合物2%~2.5%、酚类交联剂0.2%~0.25%、醛类交联剂 0.2%~0.6%、稳定剂0.05%、催化剂0.1%、破胶剂0.5%~2%和余量的水，各组分的质量百分比之和为100%；

所述的低分子量的聚合物为聚丙烯酰胺，所述的聚丙烯酰胺的相对分子质量为50×10⁴~200×10⁴；所述破胶剂为丙二酸、甲基丙二酸、乙基丙二酸之一或其组合；所述稳定剂为纳米二氧化硅、铝溶胶、纳米二氧化钛中的一种或其组合。

2.根据权利要求1所述的中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂，其特征在于，所述酚类交联剂为间苯二酚或对苯二酚。

3.根据权利要求1所述的中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂，其特征在于，所述的醛类交联剂为乌洛托品。

4.根据权利要求1所述的中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂，其特征在于，所述催化剂为乙酸、盐酸之一或其组合。

5.根据权利要求1所述的中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂，其特征在于，所述中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂，包括如下质量百分比的组成：

相对分子质量为100×10⁴的聚丙烯酰胺占冻胶暂堵剂质量百分比2.5%；间苯二酚占冻胶暂堵剂质量百分比0.2%；乌洛托品占冻胶暂堵剂质量百分比0.2~0.6%；铝溶胶占冻胶暂堵剂质量百分比0.05%；乙酸占冻胶暂堵剂质量百分比0.1%；丙二酸占冻胶暂堵剂质量百分比0.5~2%；水，余量。

6.权利要求1所述的中高温油藏酚醛冻胶自降解暂堵剂的制备方法，包括步骤如下：

（1）配制一定浓度的低分子量聚合物母液，按配比将低分子聚合物加入水中搅拌至完全溶解，常温熟化6小时；

（2）按配比加入步骤（1）的聚合物母液、酚类交联剂、醛类交联剂、水，搅拌均匀；

（3）向步骤（2）的体系中加入催化剂、稳定剂、破胶剂，搅拌均匀，即得冻胶成胶液。