一种用于高温油气田的热固性堵水体系
技术领域
本发明属于油气田堵水技术领域，具体涉及一种用于高温油气田的热固性堵水体系。
背景技术
在国内油气田开发过程中，由于地层渗透率的差异，储层的非均质性以及油水粘度差等原因，势必会造成注入水在储层中的突进和窜流，从而导致油气井见水过快，严重影响油气田的开发效果。
为解决上述问题，降低注入水的低效、无效循环，提高注水效果和油气田采收率，及时采用合适的堵水技术措施十分重要。堵水技术通过封堵高渗透层，提高水驱波及效率，从而提高油气井采收率。在堵水作业过程中，堵水剂的功效对堵水的成败通常起着决定性的作用。
在高温环境下，常规堵水剂如凝胶、冻胶等交联反应速度加快，在施工中存在事故隐患；同时，常规堵水剂在高温条件下存在稳定性差，易老化降解等问题，难以达到长期、有效封堵出水层位的目的。而受温度影响较小的颗粒类堵水剂如青石粉、果壳、膨润土等存在注入困难、易堵塞井筒等风险，难以达到施工要求。
因此，针对高温储层的环境特点，研制出能长期有效封堵高温油气田的堵水体系，具有重要意义。
发明内容
本发明的目的在于提供一种用于高温油气田的热固性堵水体系，该堵水剂耐温性可达120℃以上，具备封堵强度高、稳定性好、初始粘度低、固化时间可控等特点；同时，该堵水剂制备方法简单、施工方便，能够满足高温油气田的堵水需求。
为达到以上技术目的，本发明采用如下技术方案。
一种用于高温油气田的热固性堵水体系，由以下组分按照重量百分比组成：酚醛树脂40-70％，降粘剂10-30％，催化剂0.001-5％，填料1-40％。
所述降粘剂为有机醇类，包括甲醇、乙醇、丙醇、异丙醇、乙二醇或丙三醇。
所述催化剂为氯乙醇、氯代乙酸、六次甲基四胺、盐酸、草酸、水杨酸、柠檬酸、苯磺酸、石油磺酸中的一种或二种以上混合物。
所述填料为粉煤灰、膨润土、高岭土、石英粉、硅藻土中的一种或二种以上混合物。
所述酚醛树脂为热固性酚醛树脂，通过以下步骤制备：
(1)将苯酚置入45-55℃水浴锅中加热，待其融化成液体后取出；
(2)将37wt％的甲醛水溶液添加到液态苯酚中，在40-50℃下搅拌10min，得到预混合体系，其中苯酚与甲醛溶液的质量比为1:(1.5-2.7)；
(3)将碱剂加入预混合体系中，在40℃-50℃下搅拌20min，碱剂质量控制在预混合体系的0.5-1.2％，所采用的碱剂为氢氧化钠、氢氧化钙、氢氧化钾或氢氧化钡；
(4)将加入碱剂后的预混合体系置于烘箱中100-120℃恒温2-4小时，得到酚醛树脂。
所述用于高温油气田的热固性堵水体系的制备方法，依次包括以下步骤:
步骤1，将酚醛树脂加入降粘剂中，搅拌使液态酚醛树脂溶解，得到酚醛树脂溶液，其中，降粘剂与酚醛树脂的质量比为1:(1.5-7.0)；
步骤2，将填料加入酚醛树脂溶液中，充分搅拌使其混合均匀，其中，填料与酚醛树脂溶液的质量比为(0.01-0.7):1；
步骤3，将催化剂置入酚醛树脂溶液中，常温下搅拌30min，得到热固性堵水体系，其中，催化剂质量控制在酚醛树脂溶液的0.001-5.0％。
将该体系注入储层，在储层温度下，数小时后固化，达到封堵储层和堵水的目的。
优选的是，所述降粘剂以甲醇、乙醇效果为最佳。
优选的是，所述填料以粉煤灰效果为最佳。
优选的是，所述催化剂加量随储层温度升高而减少，储层温度为70-80℃时，催化剂加量为0.6-2.0％，储层温度高于100℃时，催化剂加量小于0.1％。
本发明合成的热固性堵水体系可用于高温油气田的堵水作业，该体系初始条件下为液体，到达储层孔隙后，在储层温度下数小时后受热固化，封堵地层孔隙，达到堵水的目的。
所述用于高温油气田的热固性堵水体系在油气田堵水作业的应用温度为70℃及以上。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
(1)该堵水体系固化前为液体，粘度低、注入性良好；
(2)该堵水体系在高温环境下(70℃及以上)能自发固化封堵储层，且固化时间可控；
(3)体系的封堵率大于96％，且固化后耐冲刷性良好；
(4)体系耐温性可达120℃以上，在120℃下经过六个月的长期稳定性测试，体系强度无明显变化。
附图说明
图1为酚醛树脂溶液粘度与甲醇加量的关系。
图2为不同温度下热固性堵水体系的固化时间与甲醇加量的关系。
图3为热固性堵水体系的固化强度与填料加量的关系。
具体实施方式
下面根据附图和实例进一步说明本发明，以便于本技术领域的技术人员理解本发明。但应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，均在保护之列。
一、用于高温油气田的热固性堵水体系的制备
实施例1
将苯酚置入50℃水浴中加热，待其融化成液体后，用电子天平称取2000.0g于烧瓶中，再称取1726.0g的甲醛(37wt％)添加到液态苯酚中，在50℃下搅拌10min。称取20.0g的氢氧化钠置入反应体系中，在50℃下搅拌20min。将烧瓶盖上橡皮塞密闭，反应体系置于100℃烘箱中恒温2小时，得到酚醛树脂。
取100.0g的酚醛树脂置于烧杯中，添加一定量的甲醇作为降粘剂于烧杯中，常温下搅拌5min，用粘度计测量混合溶液的粘度。降粘剂加量与溶液粘度的关系如图1所示，液态酚醛树脂的初始粘度较高，当降粘剂质量占酚醛树脂溶液总质量的20％左右时，溶液粘度下降95％左右，有利于酚醛树脂在地层的流动。
取出2000.0g酚醛树脂，量取500.0毫升的甲醇与之混合，常温下搅拌5min，加入500g的粉煤灰，充分搅拌使其混合均匀。将10.0g氯乙醇和15.0g六次甲基四胺加入酚醛树脂溶液中，常温下搅拌30min，得到热固性堵水体系。
实施例2
取2000.0g酚醛树脂置于烧杯中，量取500.0毫升的乙醇与之混合，降低酚醛树脂粘度，增加流动性。常温下搅拌5min，加入50.0g膨润土和450.0g的石英粉作为填料，充分搅拌使其混合均匀。将20.0g草酸作为催化剂加入酚醛树脂溶液中，常温下搅拌30min，得到热固性堵水体系。
实施例3
取2000.0g酚醛树脂置于烧杯中，量取500.0毫升的异丙醇与之混合，降低酚醛树脂粘度，增加流动性。常温下搅拌5min，加入500.0g的石英粉作为填料，充分搅拌使其混合均匀。将20.0g氯代乙酸作为催化剂加入酚醛树脂溶液中，常温下搅拌30min，得到热固性堵水体系。
二、用于高温油气田的热固性堵水体系的性能测试
1、热固性堵水体系的固化时间的控制
对实施例1所制备的酚醛树脂，添加不同量的甲醇作为降粘剂，在不同温度下测量热固性堵水体系的固化时间，结果如图2所示。体系的固化时间随温度的升高而缩短，此外，添加降粘剂能延缓体系的交联固化时间。通过改变降粘剂在酚醛树脂溶液中的含量，能调整体系的固化时间，使体系固化时间一定范围内可控。
2、热固性堵水体系的固化强度的控制
对实施例1所制备的酚醛树脂，添加一定量的甲醇作为降粘剂，常温下搅拌5min，再加入不同量的石英粉作为填料，充分搅拌使其混合均匀。将一定量氯代乙酸作为催化剂加入酚醛树脂溶液中，常温下搅拌30min，得到热固性堵水体系在100℃的烘箱中烘48小时备用，用抗压强度测量机测试其抗压强度，结果如图3所示。随着填料加量的增加，体系的固化强度先增高后降低；当填料含量接近20％时，体系固化强度达到最大值。
3、热固性堵水体系的封堵能力测试
对实施例1所制备的热固性堵水体系进行岩心封堵能力测试实验，具体步骤如下：
(1)分别充填渗透率不同的2种填砂管模型，按照实验流程，测试岩心孔隙度及孔隙体积；
(2)以0.5mL/min恒速向填砂管注入地层水，测试填砂管水相渗透率；
(3)以0.5mL/min恒速注入0.6倍PV(孔隙体积)的热固性堵水体系，注入完成后将填砂管在设定温度下恒温48小时；
(4)清除所有管线堵头及阀门中的凝块，重新装好，以0.5mL/min恒速用地层水驱替，计算填砂管注入堵水体系前后的水相渗透率比值，确定体系的封堵效果。
表1堵水体系的封堵强度
表1反映了堵水体系的堵水能力，实验结果表明，该体系具有显著的堵水效果；注入0.6PV的堵水体系，不同渗透率的两种填砂管的堵水率皆超过96％，能够满足油气田的堵水需求。
4、耐冲刷性测试
对实施例2所制备的热固性堵水体系进行耐冲刷性实验，具体步骤如下：
(1)装填填砂管，按照实验流程，测试岩心孔隙度及孔隙体积；
(2)以0.5mL/min恒速向填砂管注入地层水，测试填砂管水相渗透率；
(3)以0.5mL/min恒速注入0.6PV的热固性堵水体系；注入完成后将填砂管在设定温度下(储层温度)恒温48小时；
(4)清除所有管线堵头及阀门中的凝块，重新装好，以0.5mL/min恒速注入50PV的地层水，观察注入压力随注入水数的变化情况。
表2堵水体系的耐冲刷能力
实验结果表明，热固性堵水体系具有好的耐冲刷性，使用50PV注入水冲刷后，封堵率几乎未产生变化。
5、长期稳定性测试
对实施例3所制备的热固性堵水体系进行长期稳定性测试，具体步骤如下：
(1)将体系分成22份，每份100ml，分装于塑料瓶中，置于烘箱中120℃恒温老化；
(2)为期6个月，间隔不同时间取出试件，测试体系的抗压强度，即为体系的固化强度。
表3堵水体系的长期稳定性测试结果
从六个月的长期稳定性测试结果看，该体系长期抗高温性能良好，稳定性较好，能够满足高温油气田长期稳油控水的需求。
