【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及控水剂，是一种中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂及其制备方法。
技术介绍
1、地层非均质性以及注水开发导致非均质性进一步加剧，油层中形成高渗通道，造成注采井长期处于低效或无效水循环，影响油藏水驱开发效果。针对低效或无效注水循环，国内外油田普遍采用堵水调剖技术。但随着注水开发进度不断深入，常规油井堵水技术仅限于近井区域封堵窜流通道，已无法满足油藏剩余油提采与控制中高含水、抑制水淹的矛盾。
2、目前应用的控水压裂技术主要有两种方式：一是在一口井上，对高含水层进行堵水，对低含水层进行压裂，解决层间矛盾；二是对于同一个层，先封堵厚油层高含水的高渗透带，然后，在动用程度较低的厚油层中、低渗透部位用定位压裂技术压开一条新裂缝，解决层内矛盾。这两种方式都是先进行堵水施工，待封堵材料固结后，再实施压裂施工，这样就导致了整体上施工周期长、工艺复杂，同时压裂施工过程中人造裂缝延伸难以控制，容易压开已封堵高渗层，大幅度降低了施工成功率。三是对于同一个层的近井和远井的裂缝带进行逐级分步封堵，对于远井较为细小的缝隙，利用较细的封堵材料进行深部封堵，对于近井区域开度较大的裂缝利用尺度更合适的稍大的材料进行封堵，这样进行多级封堵后，整体的封堵控水效果更好。
3、目前控水压裂技术均采用第三种方式。但是，因常规的控水剂存在几大方面的缺点而受限，缺点包括：一是耐稀释性差，常规的控水剂在高含水通道内被地层水大量稀释后，存在不能成胶或者分层的情况，导致封堵效果变差；二是耐剪切性能差，常规的控水剂经常出现在静态条件下成胶性能
技术实现思路
1、本专利技术提供了一种中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂及其制备方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有控水剂存在耐稀释性差、耐剪切性能差而导致失去封堵效果的问题。
2、本专利技术的技术方案之一是通过以下措施来实现的：一种中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，原料按重量份计包括10份至20份氨基苯甲基聚环氧乙醚（a-pegs）、0.5份至1.0份n-n亚甲基双丙烯酰胺、0.2份至0.5份乳化剂、0.2份至0.5份过氧化苯甲酰、0.1份至0.2份异丙醇、0.05份至0.10份引发剂和100份的水。
3、下面是对上述专利技术技术方案之一的进一步优化或/和改进：
4、上述中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，按下述步骤得到：
5、第一步，向所需量的水中依次加入氨基苯甲基聚环氧乙醚（a-pegs）和n-n亚甲基双丙烯酰胺搅拌均匀后，得到水相，用氢氧化钠调节水相ph值为8；
6、第二步，向所需量的异丙醇的中加入乳化剂和过氧化苯甲酰搅拌均匀后，得到油相；
7、第三步，在搅拌下，向油相中加入水相，得到混合物料，将混合物料转入反应器内，通入氮气，将反应器升温并保温；
8、第四步，向反应器内加入所需量的引发剂发生反应，得到均一的淡黄色凝胶状产物，即中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂。
9、上述乳化剂为司盘60、司盘80、吐温40、吐温60和吐温80中的一种。
10、上述引发剂为质量浓度5%的过硫酸铵溶液。
11、上述第一步中，搅拌转速为350rpm至450rpm，搅拌时间为10min至15min。
12、上述第二步中，搅拌转速为350rpm至450rpm，搅拌时间为20min至25min。
13、上述第三步中，通入氮气时间为30min至35min，升温温度为75℃至80℃，保温时间为30min至35min。
14、上述第四步中，反应时间为4h至5h。
15、本专利技术的技术方案之二是通过以下措施来实现的：一种中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂的制备方法，按下述步骤进行：
16、第一步，向所需量的水中依次加入氨基苯甲基聚环氧乙醚（a-pegs）和n-n亚甲基双丙烯酰胺搅拌均匀后，得到水相，用氢氧化钠调节水相ph值为8；
17、第二步，向所需量的异丙醇的中加入乳化剂和过氧化苯甲酰搅拌均匀后，得到油相；
18、第三步，在搅拌下，向油相中加入水相，得到混合物料，将混合物料转入反应器内，通入氮气，将反应器升温并保温；
19、第四步，向反应器内加入所需量的引发剂发生反应，得到均一的淡黄色凝胶状产物，即中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂。
20、本专利技术的有益效果在于：
21、本专利技术原料中的功能主剂为氨基苯甲基聚环氧乙醚（a-pegs），该主剂具有非常好的末端活性，具有良好的亲水、亲油特性，在高温条件下，基团的亲水端胺会发生蜷缩，具有更好的亲油性和较好的交联特性以及交联后强度和韧性较好。
22、本专利技术中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂是将功能主剂a-pegs、交联剂n-n亚甲基双丙烯酰胺和多种添加剂以一定配比和反应条件下通过乳液聚合制备得到，使得本专利技术中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂不仅在高含水流道的稀释条件下，可以保持非常好的封堵性能，并且在多种条件下，可以在地下可逆交联，具有较好的强度和韧性，不容易在高深条带中被水和后续的压裂体系隔层击穿，而失去封堵作用；同时，其还具有较好的长期热稳定性以及耐温耐盐性。
23、本专利技术中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂配合现有的压裂工艺，形成新的适合中高含水油藏的控水压裂一体化技术，在中高含水油藏压裂作业中，利用前置液强滤失性携带本专利技术中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，前置液率先进入高含水高渗区域，深部封堵窜流通道，本专利技术中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂运移到含水较高的孔隙中，由于其自有的韧性，可以通过部分较大的空隙，同时在较小的孔隙被剪切为小的片段后，通过其自身的自修复性，可以再次在较大的孔隙中合并成整体的类似冻胶的体系。因此，在高含水通道中，被稀释一定倍数之后，仍然可以实现其封堵性能。其不仅解决了现有技术整体施工周期长、工艺复杂的弊端，还解决了后期压裂施工过程中，人造裂缝延伸难以控制，容易压开已封堵的高渗层的弊端；同时，本专利技术中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂在“膨胀-封堵-运移-再封堵”的封堵过程可以实现一次注入，多次封堵的效果，降低了堵水作业轮次。
24、总之，本专利技术中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂具有较好的耐稀释性、耐剪切性能，在压裂控水作业中表现出较好的封堵性能，实现一次注入，多次封堵的效果，降低了堵水作业轮次。
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1.一种中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于原料按重量份计包括10份至20份氨基苯甲基聚环氧乙醚、0.5份至1.0份N-N亚甲基双丙烯酰胺、0.2份至0.5份乳化剂、0.2份至0.5份过氧化苯甲酰、0.1份至0.2份异丙醇、0.05份至0.10份引发剂和100份的水。
2.根据权利要求1所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于按下述步骤得到：
3.根据权利要求1或2所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于乳化剂为司盘60、司盘80、吐温40、吐温60和吐温80中的一种。
4.根据权利要求1或2或3所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于引发剂为质量浓度5%的过硫酸铵溶液。
5.根据权利要求2至4中任一项所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于第一步中，搅拌转速为350rpm至450rpm，搅拌时间为10min至15min。
6.根据权利要求2至5中任一项所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于第二步中，搅
7.根据权利要求2至6中任一项所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于第三步中，通入氮气时间为30min至35min，升温温度为75℃至80℃，保温时间为30min至35min。
8.根据权利要求2至7中任一项所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于第四步中，反应时间为4h至5h。
9.一种根据权利要求1、3至8中任一项所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂的制备方法，其特征在于按下述步骤进行：
...【技术特征摘要】
1.一种中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于原料按重量份计包括10份至20份氨基苯甲基聚环氧乙醚、0.5份至1.0份n-n亚甲基双丙烯酰胺、0.2份至0.5份乳化剂、0.2份至0.5份过氧化苯甲酰、0.1份至0.2份异丙醇、0.05份至0.10份引发剂和100份的水。
2.根据权利要求1所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于按下述步骤得到：
3.根据权利要求1或2所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于乳化剂为司盘60、司盘80、吐温40、吐温60和吐温80中的一种。
4.根据权利要求1或2或3所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共聚控水剂，其特征在于引发剂为质量浓度5%的过硫酸铵溶液。
5.根据权利要求2至4中任一项所述的中高含水油藏可以与压裂联作的多元共...
【专利技术属性】
技术研发人员：刘晓东，孟磊峰，徐传友，杨育恒，吴欣，曾从良，迟启富，
申请(专利权)人：中国石油天然气集团有限公司，
类型：发明
国别省市：
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