CN111087998B - 一种缓膨颗粒及其制备方法 - Google Patents

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Abstract

本申请提供了一种缓膨颗粒的制备方法，包括如下步骤：1)获得反应原料，所述反应原料包括可接枝共聚物、丙烯酸、丙烯酰胺、交联剂、引发剂和水；2)将所述丙烯酸和丙烯酰胺溶于水中，再加入可接枝共聚物，使其充分溶解，通入N2，然后加入所述引发剂和所述交联剂，混合均匀，混合期间继续通入N2，得到混合物体系；3)将所述混合物体系在加热条件下反应，得到缓膨凝胶块；4)将所述缓膨凝胶块烘干、粉碎并过筛，从而得到所述缓膨颗粒。

Description

一种缓膨颗粒及其制备方法
技术领域
本申请提供了一种缓膨颗粒及其制备方法。
背景技术
碳酸盐岩油气藏的探明储量占油气资源总量的50％以上，其中30％以上为缝洞型油气藏，开发潜力巨大。塔河油田奥陶系油藏是我国发现的碳酸盐岩油气藏中的典型代表，由于储量巨大，现已成为除胜利油田以外的中石化第二大油气产出区。
该类油藏储集体受构造运动、岩溶叠加改造、多期成藏等多种作用的影响，储集体一般为复合型介质，由溶洞、裂缝和溶孔组成，在空间分布上具有不连续性，其中基质不具备储渗能力，储层非均质性极强，油水关系复杂。导致该类油藏的开发面临诸多困难。特别是近些年来，随着开发中后期压力衰减和含水率上升，一些油井底水水侵逐年严重，高含水油井逐年增多，已达到320口左右；注水水驱效率呈现变差趋势，井组注水效果变差和失效的比例增加，水驱响应程度仅33.6％，单向受效和水窜成为主要开发矛盾，塔河采收率仅14.8％，远低于国内外平均水平。
油田大面积的出水导致油田开发的整体效果变差，造成极大的经济损失，因此必须开展稳油控水措施以降低含水率。在满足油田生产要求的前提下，堵水技术是能减少出水的最好措施。
但塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水面临着诸多技术难点，如油藏非均质性强、地下油水关系复杂及出水层段不易确定等，导致常规堵水工艺适应性差；缝洞型储层流通通道导流能力强、地层压力梯度低，生产亏空后易漏失、油藏超深且高温高盐(埋深为5400～6600m，温度为120～140℃，矿化度为210～240g/L)等特性严重制约了常规高强度或选择性堵剂的有效应用。
专利CN 102618232 B(用于缝洞型油藏的堵剂)报道了一种对缝洞型油藏进行堵水的方法，尤其适用于高矿化度缝洞型油藏。该方法将水泥、微硅、钠基膨润土、聚合物分散剂、缓凝剂以及碳酸钠水溶液配制成混合溶液，将其注入油井中关井一段时间后再开井生产。由于利用堵剂与油、水的密度差异，堵剂在缝洞型油藏堵水过程中，可以有效驻留在油水界面之间，封堵出水通道，堵水中的油、水选择性和堵剂强度高，实现了高强度选择性堵水，现场控水增油效果明显。
专利CN 102587858 B(对缝洞型油藏进行堵水的方法)则报道了CN 102618232 B(用于缝洞型油藏的堵剂)的使用方法。
专利CN 102746835 B(碳酸盐岩油井密度选择性堵水剂及其制备工艺)报道了一种碳酸盐岩油井密度选择性堵水剂及其制备工艺。该发明将水泥、粉煤灰、粘土、微硅、早强剂以及降失水剂按一定比例配制成水溶液。利用堵水剂的密度选择性，易于在油水界面之间驻留，建立堵水隔板，起到降水增油的效果。
文献(韦雪.油水界面低密度选择性堵剂的性能评价[J].精细石油化工进展,2015,16(4):21-24)，通过优化超细水泥、增渗剂、骨架桥接剂、密度调整剂、悬浮分散剂、减水剂以及缓凝剂等不同组分配比，在室内研制出了油水界面低密度选择堵剂体系。
文献(吴文明.塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水技术[J].油气地质与采收率，2013,20(6):104-107)，报道了3类适应于碳酸盐岩缝洞型堵水的堵剂体系，包括可溶性硅酸盐堵剂、可固化颗粒类堵剂以及有机-无机复合交联堵剂，在此基础上形成的密度选择性堵水工艺、复合段塞逐级托堵工艺以及堵后控压酸化解堵工艺。
综上所述，现有报道的针对缝洞型碳酸盐岩油藏的堵水方法，仅适用于具有明显油水界面的储层，涉及到的堵剂和施工方法才可以利用油藏条件下流体的密度差异性的特点起到堵水作用；但对于缝洞型油藏中裂缝性储层的出水，裂缝既是渗流通道，也是储集空间，储层流体没有明显油水界面，因此，现有的方法难以满足现场需求。
裂缝连通情况越好，裂缝渗透率越高，油藏动用程度越低。在该类型储集体中，油水没有明显界面，现有依靠密度选择性的堵剂产品难以满足要求；同时，由于裂缝发育，尤其是垂直大裂缝的发育，使单一组分无法填充大裂缝通道，从而使大量调堵剂从裂缝中漏失，最终形成的堵剂难以满足现场需求。
因此，现有的堵剂在技术和性能上仍有较大的改进提升余地。而性能优良的针对裂缝型储集体堵水的堵水剂的研发，都无疑会对现有的缝洞型碳酸盐岩油藏开发产生积极作用，以及最终表现出的经济效益，都将产生重要影响。
发明内容
本申请之一提供了一种缓膨颗粒的制备方法，包括如下步骤：
1)获得反应原料，所述反应原料包括可接枝共聚物、丙烯酸、丙烯酰胺、交联剂、引发剂和水；
2)将所述丙烯酸和丙烯酰胺溶于水中，再加入可接枝共聚物，使其充分溶解，通入N2，然后加入所述引发剂和所述交联剂，混合均匀，混合期间继续通入N2，得到混合物体系；
3)将所述混合物体系在加热条件下反应，得到缓膨凝胶块；
4)将所述缓膨凝胶块烘干、粉碎并过筛，从而得到所述缓膨颗粒。
在一个具体实施方式中，以所述混合物体系的总质量为100％计，所述可接枝共聚物占10％至55％，所述丙烯酰胺占5％至10％，所述丙烯酸占3％至5％，所述交联剂占0.03％至0.5％，所述引发剂占0.02％至0.15％，所述水占29.35％至81.95％。
在一个具体实施方式中，在步骤2)中，第一次通入N2的时间为10至30分钟，第二次通入N2的时间为5至15分钟。
在一个具体实施方式中，在步骤3)中，加热至50至55℃反应4至6小时。
在一个具体实施方式中，所述可接枝共聚物选自甲壳素、壳聚糖、可溶性淀粉、羧甲基纤维素、瓜胶和香豆胶中的至少一种。
在一个具体实施方式中，所述交联剂为有机钛交联剂。
在一个具体实施方式中，所述有机钛交联剂制备如下：将三乙醇胺和乙醇混合，在搅拌条件下加入钛酸四异丙酯，升温并持续搅拌进行反应，从而得到所述有机钛交联剂。
在一个具体实施方式中，在制备所述有机钛交联剂的过程中，所述三乙醇胺、乙醇和钛酸四异丙酯的质量比为(1-2)：0.8：(0.8-0.4)。
在一个具体实施方式中，在制备所述有机钛交联剂的过程中，升温至45至65℃反应3至6小时。
在一个具体实施方式中，在制备所述有机钛交联剂的过程中，所述引发剂为过硫酸铵、过硫酸钾、过硫酸钠、亚硫酸钠和亚硫酸氢钠中的至少一种。
在一个具体实施方式中，在步骤3)中，烘干的温度为80至95℃，烘干的时间为5至12小时；粉碎并过筛后的粒度为100至120目。
本申请之二提供了根据本申请之一中任意一项所述的制备方法制得的缓膨颗粒。
本申请之三提供了根据本申请之一中任意一项所述的制备方法制得的缓膨颗粒在调剖堵水中的应用。
本申请之四提供了一种油藏油井堵水的方法，其包括如下步骤：
I)在前置段塞，向油井注入第一堵剂，所述第一堵剂为包括缓膨颗粒和水的第一混合物；其中，所述缓膨颗粒为本申请之一中任意一项所述的制备方法制得的缓膨颗粒；
II)在主体段塞，向油井注入第二堵剂，所述第二堵剂为包括聚丙烯酰胺和有机交联剂(例如，聚乙烯亚胺)与水的第二混合物；其中所述聚丙烯酰胺的水解度为15％至30％，其分子量为500万至2000万；
II)在封口段塞，向油井注入第三堵剂，所述第三堵剂为包括钠土、水泥、缓凝剂和水的第三混合物。
在一个具体实施方式中，以质量百分比计，所述缓膨颗粒在所述第一混合物中的含量为0.2％至2％。
在一个具体实施方式中，以质量百分比计，所述聚丙烯酰胺在所述第二混合物中的含量为0.5％至1.5％；所述聚乙烯亚胺在所述第二混合物中的含量为0.15％至0.35％。
在一个具体实施方式中，以质量百分比计，所述钠土在所述第三混合物中的含量为5％至10％；所述水泥在所述第三混合物中的含量为20％至40％；所述缓凝剂在所述第三混合物中的含量为0.01％至1％。
在一个具体实施方式中，所述第一堵剂、所述第二堵剂和所述第三堵剂的总量不超过500m3。
在一个具体实施方式中，前置段塞所述缓膨颗粒的水溶液的浓度没有特别的限定，优选以体积百分比计，所述第一堵剂的用量为所述总用量的10％至25％。
在一个具体实施方式中，主体段塞所述的体系浓度没有特别限定，优选以体积百分比计，所述第二堵剂的用量为所述总用量的60％至75％。
在一个具体实施方式中，封口段塞所述的体系浓度没有特别限定，优选以体积百分比计，所述第三堵剂的用量为所述总用量的10％至15％。
在一个具体实施方式中，在步骤I)、步骤II)和步骤III)中，注入堵剂的速度各自独立地为3-15m3/h。
在一个具体实施方式中，在步骤I)、步骤II)和步骤III)中，注入堵剂的速度各自独立地优选为9-10m3/h。但实际使用过程中的注入速度需要根据现场情况确定，可以为控制在一定范围内任一值。
在一个具体实施方式中，所述水泥为G级水泥。
在一个具体实施方式中，所述缓凝剂为硼酸盐和/或硅酸盐。例如，硼酸钠。
本申请所述的“可接枝共聚物”是指“共聚物”主链单元上能够引入其他单体单元，形成新的支链的尚未进行接枝反应的共聚物。
本申请的有益效果：
(1)缓膨颗粒可根据现场需要，制备合适粒径的颗粒，因此粒径可调，利于配制与现场泵注，同时，该缓膨颗粒表现出良好的耐高温、耐高钙镁及高矿化度的性能；
(2)缓膨颗粒吸水膨胀过程缓慢，可以实现在地层中的深部注入，完全吸水后，形成强度高且具有一定韧性的凝胶颗粒；
(3)缓膨颗粒可以用在高温、高钙镁及高矿化度的油藏条件下，可以实现对裂缝的有效堵塞，封堵出水通道，最终实现增油控水的目的。
(4)本申请的油藏油井堵水的方法，适用地层条件范围很宽，所述需要堵水的地层的温度优选为≤150℃，更优选为90℃至140℃；地下水矿化度优选为≤250,000mg/L。其可以实现对裂缝性碳酸盐岩油藏的有效封堵、抑制油井水侵，提高油井生产效果，改善区块整体生产效果，具有良好的应用前景。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步说明，但本发明实施例仅为示例性的说明，该实施方式无论在任何情况下均不构成对本发明的限定。
如无特别说明本申请所使用的原料均可市售获得。
实施例1
有机钛交联剂的制备
按1.2:0.6:1的质量比，依次称取三乙醇胺、工业酒精、钛酸四异丙酯，先将三乙醇胺和乙醇混合，然后在搅拌条件下加入钛酸四异丙酯，升温至55℃持续搅拌反应5小时后，取样，滴入水中完全溶解，停止反应，即得有机钛交联剂1#，其液体颜色呈橙褐色。不经纯化用于下一步骤中。
实施例2
有机钛交联剂的制备
按1:0.8:0.8的质量比，依次称取三乙醇胺、工业酒精、钛酸四异丙酯，先将三乙醇胺和乙醇混合，然后在搅拌条件下加入钛酸四异丙酯，升温至45℃反应6小时后，取样，滴入水中完全溶解，停止反应，即得有机钛交联剂2#，其液体颜色呈橙褐色。不经纯化用于下一步骤中。
实施例3
有机钛交联剂的制备
按2:0.8:0.4的质量比，依次称取三乙醇胺、工业酒精、钛酸四异丙酯，先将三乙醇胺和乙醇混合，然后在搅拌条件下加入钛酸四异丙酯，升温至60℃反应3小时后，取样，滴入水中完全溶解，停止反应，即得有机钛交联剂3#，其液体颜色呈橙褐色。不经纯化用于下一步骤中。
实施例4
缓膨颗粒的制备
按总量为100质量份计，取甲壳素10质量份，丙烯酰胺单体5质量份，丙烯酸单体3质量份，有机酞交联剂1#0.03质量份，过硫酸钾0.02质量份，其余为水。
将称量好的丙烯酸、丙烯酰胺加入到四口瓶中，加水溶解后再加入甲壳素，继续搅拌使其充分溶解，通入N2 10分钟，然后加入称量好的过硫酸钾和有机酞交联剂1#，并充分搅拌均匀，期间继续通入N2 5分钟，得到混合物体系。将配制好的混合物体系密封，放入50℃恒温箱(BINDER ED115)中，加热条件下反应4小时，即制得缓膨凝胶块；将制得的缓膨凝胶块放入85℃的烘箱(BINDER ED115)烘干、用粉碎机(ZT-600型)粉碎成100-120目颗粒，从而得到所述缓膨颗粒4#。
实施例5
缓膨颗粒的制备
按总量为100质量份计，取甲壳素55质量份，丙烯酰胺单体10质量份，丙烯酸单体5质量份，有机酞交联剂1#0.5质量份，过硫酸钾0.15质量份，其余为水。
将称量好的丙烯酸、丙烯酰胺加入到四口瓶中，加水溶解后再加入甲壳素，继续搅拌使其充分溶解，通入N2 15分钟，然后加入称量好的过硫酸钾和有机酞交联剂1#，并充分搅拌均匀，期间继续通入N2 15分钟，得到混合物体系。将配制好的混合物体系密封，放入75℃恒温箱(BINDER ED115)中，加热条件下反应6小时，即制得缓膨凝胶块；将制得的缓膨凝胶块放入85℃的烘箱(BINDER ED115)烘干、用粉碎机(ZT-600型)粉碎成100-120目颗粒，从而得到所述缓膨颗粒5#。
实施例6
缓膨颗粒的制备
按总量为100质量份计，取甲壳素25质量份，丙烯酰胺单体8质量份，丙烯酸单体5质量份，有机酞交联剂1#0.15质量份，过硫酸钾0.1质量份，其余为水。
将称量好的丙烯酸、丙烯酰胺加入到四口瓶中，加水溶解后再加入甲壳素，继续搅拌使其充分溶解，通入N2 10分钟，然后加入称量好的过硫酸钾和有机酞交联剂1#，并充分搅拌均匀，期间继续通入N2 15分钟，得到混合物体系。将配制好的混合物体系密封，放入75℃恒温箱(BINDER ED115)中，加热条件下反应5小时，即制得缓膨凝胶块；将制得的缓膨凝胶块放入85℃的烘箱(BINDER ED115)烘干、用粉碎机(ZT-600型)粉碎成100-120目颗粒，从而得到所述缓膨颗粒6#。
实施例7
缓膨颗粒的制备
按总量为100份计，取壳聚糖10质量份，丙烯酰胺单体5质量份，丙烯酸单体3质量份，有机酞交联剂2#0.03质量份，过硫酸铵0.02质量份，其余为水。
将称量好的丙烯酸、丙烯酰胺加入到四口瓶中，加水溶解后再加入壳聚糖，继续搅拌使其充分溶解，通入N2 10分钟，然后加入称量好的过硫酸铵和有机酞交联剂2#，并充分搅拌均匀，期间继续通入N2 5分钟。将配制好的混合物体系密封，放入50℃恒温箱(BINDERED115)中，加热条件下反应4小时，即制得缓膨凝胶块；将制得的缓膨凝胶块放入85℃的烘箱(BINDER ED115)烘干、用粉碎机(ZT-600型)粉碎成100-120目颗粒，从而得到所述缓膨颗粒7#。
实施例8
缓膨颗粒的制备
按总量为100质量份计，取壳聚糖55质量份，丙烯酰胺单体10质量份，丙烯酸单体5质量份，有机酞交联剂3#0.5质量份，过硫酸铵0.15质量份，其余为水。
将称量好的丙烯酸、丙烯酰胺加入到四口瓶中，加水溶解后再加入壳聚糖，继续搅拌使其充分溶解，通入N2 15分钟，然后加入称量好的过硫酸铵和有机酞交联剂3#，并充分搅拌均匀，期间继续通入N2 15分钟。将配制好的混合物体系密封，放入75℃恒温箱(BINDERED115)中，加热条件下反应6小时，即制得缓膨凝胶块；将制得的缓膨凝胶块放入85℃的烘箱(BINDER ED115)烘干、用粉碎机(ZT-600型)粉碎成100-120目颗粒，从而得到所述缓膨颗粒8#。
实施例9
缓膨颗粒的制备
按总量为100质量份计，取羧甲基纤维素25质量份，丙烯酰胺单体8质量份，丙烯酸单体5质量份，有机酞交联剂1#0.15质量份，过硫酸钠0.1质量份，其余为水。
将称量好的丙烯酸、丙烯酰胺加入到四口瓶中，加水溶解后再加入壳聚糖，继续搅拌使其充分溶解，通入N2 10分钟，然后加入称量好的过硫酸钠和有机酞交联剂1#，并充分搅拌均匀，期间继续通入N2 15分钟。将配制好的混合物体系密封，放入75℃恒温箱(BINDERED115)中，加热条件下反应5小时，即制得缓膨凝胶块；将制得的缓膨凝胶块放入85℃的烘箱(BINDER ED115)烘干、用粉碎机(ZT-600型)粉碎成100-120目颗粒，从而得到所述缓膨颗粒9#。
实施例10
缓膨颗粒的制备
按总量为100质量份计，取可溶性淀粉10质量份，丙烯酰胺单体5质量份，丙烯酸单体3质量份，有机酞交联剂1#0.03质量份，过硫酸铵0.02质量份，其余为水。
将称量好的丙烯酸、丙烯酰胺加入到四口瓶中，加水溶解后再加入可溶性淀粉，继续搅拌使其充分溶解，通入N2 10分钟，然后加入称量好的过硫酸铵和有机酞交联剂1#，并充分搅拌均匀，期间继续通入N2 5分钟。将配制好的混合物体系密封，放入50℃恒温箱(BINDER ED115)中，加热条件下反应4小时，即制得缓膨凝胶块；将制得的缓膨凝胶块放入85℃的烘箱(BINDER ED115)烘干、用粉碎机(ZT-600型)粉碎成100-120目颗粒，从而得到所述缓膨颗粒10#。
实施例11
缓膨颗粒的制备
按总量为100质量份计，取可溶性淀粉55质量份，丙烯酰胺单体10质量份，丙烯酸单体5质量份，有机酞交联剂1#0.5质量份，过硫酸铵0.15质量份，其余为水。
将称量好的丙烯酸、丙烯酰胺加入到四口瓶中，加水溶解后再加入可溶性淀粉，继续搅拌使其充分溶解，通入N2 15分钟，然后加入称量好的过硫酸铵和有机酞交联剂1#，并充分搅拌均匀，期间继续通入N2 15分钟。将配制好的混合物体系密封，放入75℃恒温箱(BINDER ED115)中，加热条件下反应6小时，即制得缓膨凝胶块；将制得的缓膨凝胶块放入85℃的烘箱(BINDER ED115)烘干、用粉碎机(ZT-600型)粉碎成100-120目颗粒，从而得到所述缓膨颗粒11#。
实施例12
缓膨颗粒的制备
按总量为100质量份计，取可溶性淀粉25质量份，丙烯酰胺单体8质量份，丙烯酸单体5质量份，有机酞交联剂1#0.15质量份，过硫酸铵0.1质量份，其余为水。
将称量好的丙烯酸、丙烯酰胺加入到四口瓶中，加水溶解后再加入可溶性淀粉，继续搅拌使其充分溶解，通入N2 10分钟，然后加入称量好的过硫酸铵和有机酞交联剂1#，并充分搅拌均匀，期间继续通入N2 15分钟。将配制好的混合物体系密封，放入75℃恒温箱(BINDER ED115)中，加热条件下反应5小时，即制得缓膨凝胶块；将制得的缓膨凝胶块放入85℃的烘箱(BINDER ED115)烘干、用粉碎机(ZT-600型)粉碎成100-120目颗粒，从而得到所述缓膨颗粒12#。
实施例13
缓膨颗粒的制备
按总量为100质量份计，取瓜胶25质量份，丙烯酰胺单体8质量份，丙烯酸单体5质量份，有机酞交联剂1#0.15质量份，过硫酸铵0.1质量份，其余为水。
将称量好的丙烯酸、丙烯酰胺加入到四口瓶中，加水溶解后再加入香豆胶，继续搅拌使其充分溶解，通入N2 10分钟，然后加入称量好的过硫酸铵和有机酞交联剂1#，并充分搅拌均匀，期间继续通入N2 15分钟。将配制好的混合物体系密封，放入75℃恒温箱(BINDERED115)中，加热条件下反应5小时，即制得缓膨凝胶块；将制得的缓膨凝胶块放入85℃的烘箱(BINDER ED115)烘干、用粉碎机(ZT-600型)粉碎成100-120目颗粒，从而得到所述缓膨颗粒13#。
实施例14
缓膨颗粒的制备
按总量为100质量份计，取香豆胶25质量份，丙烯酰胺单体8质量份，丙烯酸单体5质量份，有机酞交联剂1#0.15质量份，过硫酸铵0.1质量份，其余为水。
将称量好的丙烯酸、丙烯酰胺加入到四口瓶中，加水溶解后再加入香豆胶，继续搅拌使其充分溶解，通入N2 10分钟，然后加入称量好的过硫酸铵和有机酞交联剂1#，并充分搅拌均匀，期间继续通入N2 15分钟。将配制好的混合物体系密封，放入75℃恒温箱(BINDERED115)中，加热条件下反应5小时，即制得缓膨凝胶块；将制得的缓膨凝胶块放入85℃的烘箱(BINDER ED115)烘干、用粉碎机(ZT-600型)粉碎成100-120目颗粒，从而得到所述缓膨颗粒14#。
实施例15
缓膨颗粒的性能评价
实验方法：分别称取各实施例制得的缓膨颗粒0.5g，并将其分别装入安瓿瓶中，加入30mL模拟水(总矿化度230000mg/L，Ca2+、Mg2+浓度13000mg/L)，将安瓿瓶封口后放入老化罐中，然后将放有安瓿瓶的老化罐放入80℃、120℃、140℃的烘箱中。其中每个实施例制得的缓膨颗粒对应的性能评价实验均做30个平行样，即80℃、120℃、140℃各自30个样品。根据表1中的间隔时间每一段时间取出，过滤掉游离水后称量颗粒重量，根据公式计算膨胀倍数。膨胀倍数按下式计算：
膨胀倍数＝(膨胀后颗粒质量-初始颗粒质量)/初始颗粒质量
实验结果见表1。
从表1中可以看出，各实施例样品均体现出较佳的缓膨性能。温度越低，膨胀速度越慢；温度越高，膨胀速度增加。但在考察温度范围内，均表现出较好的延迟膨胀性能和稳定性。
表1缓膨颗粒膨胀性能评价
Figure BDA0001839731890000091
Figure BDA0001839731890000101
实施例16
缓膨颗粒封堵性能评价
实验方法：从实施例1-14中随机选取并分别称取实施例7、10、11制得的100-120目缓膨颗粒，用模拟地层水(总矿化度230000mg/L，Ca2+、Mg2+浓度13000mg/L)作为配液用水，将其分别配制成质量浓度0.20％的缓膨颗粒悬浮液。用上述模拟水饱和装填好的填砂管(2.5cm×30cm)，用驱替设备(型号HV-III)测其渗透率。然后向填砂管中以0.3mL/min的注入速度分别注入0.05PV的缓膨颗粒悬浮液，然后在120℃的条件下恒温放置5天后，再以0.3mL/min的注入速度分别注入模拟水，驱替不同水测渗透率(Kb)的填砂管，计算此时的填砂管水测渗透率Kf，根据公式及η＝(1-Kf/Kb)×100％计算缓膨颗粒的封堵率η，结果如表2所示。
从表2可知，在高温及高矿化度条件下，缓膨颗粒仍具有较强的封堵能力，封堵率高达95％以上。
表2缓膨颗粒封堵性能
Figure BDA0001839731890000111
实施例17
现场实施
现场实施是利用水泥车将三个段塞按以下步骤注入地层(配制总体积300m3)：
步骤一，注入前置段塞按照质量百分比浓度向模拟水(总矿化度230000mg/L，Ca2+、Mg2+浓度13000mg/L)中加入0.8％缓膨颗粒配制的堵剂，配制45m3(占总量的15％)，向地层注入。其中，配制过程中，均没有沉降。
步骤二，注入主体段塞，按照质量百分比浓度向水中加入1.0％聚丙烯酰胺分子量为1100万，水解度为25％、0.25％聚乙烯亚胺有机交联剂，配制225m3(占总量的75％)，向地层注入；
步骤三，注入封口段塞，按照质量百分比浓度向水中加入5％钠土、20％G级水泥，0.1％缓凝剂(硼酸纳)，配制30m3(占总量的10％)，向地层注入。
在注入过程中，各段塞注入速度保持在10m3/h。
本实施例的油田油井进行堵水后，周期产油2214t，产水7862t，综合含水78.03％。该井上轮采用常规凝胶堵水，产油150t，产水3152t，综合含水95.45％。两者对比，本实施例的堵水方法较常规堵水方法周期增油2064t，综合含水下降17.42％，增油控水效果突出。
实施例18
现场实施
现场实施是利用水泥车将三个段塞按以下步骤注入地层：
步骤一，注入前置段塞按照质量百分比浓度向模拟水(总矿化度230000mg/L，Ca2+、Mg2+浓度13000mg/L)中加入0.2％缓膨颗粒配制的堵剂，配制30m3(占总量的10％)，向地层注入。其中，配制过程中，均没有沉降。
步骤二，注入主体段塞，按照质量百分比浓度向水中加入0.5％聚丙烯酰胺(分子量为2000万，水解度为30％)、0.15％聚乙烯亚胺有机交联剂，配制225m3(占总量的75％)，向地层注入；
步骤三，注入封口段塞，按照质量百分比浓度向水中加入5％钠土、20％G级水泥，0.01％缓凝剂(硼酸纳)，配制45m3(占总量的15％)，向地层注入。
在注入过程中，各段塞注入速度保持在9m3/h。
本实施例的油田油井进行堵水后，周期产油1876t，产水6528t，综合含水77.67％。该井上轮采用常规凝胶堵水，产油102t，产水4427t，综合含水97.75％。两者对比，本实施例的堵水方法较常规堵水方法周期增油1774t，综合含水下降20.08％，增油控水效果突出。
实施例19
现场实施
现场实施是利用水泥车将三个段塞按以下步骤注入地层：
步骤一，注入前置段塞按照质量百分比浓度向模拟水(总矿化度230000mg/L，Ca2+、Mg2+浓度13000mg/L)中加入2.0％缓膨颗粒配制的堵剂，配制75m3(占总量的20％)，向地层注入。其中，配制过程中，均没有沉降。
步骤二，注入主体段塞，按照质量百分比浓度向水中加入1.5％聚丙烯酰胺分子量为500万，水解度为15％、0.35％聚乙烯亚胺有机交联剂，配制180m3(占总量的60％)，向地层注入；
步骤三，注入封口段塞，按照质量百分比浓度向水中加入10％钠土、40％G级水泥，1％缓凝剂(硼酸钠)，配制45m3(占总量的15％)，向地层注入。
在注入过程中，各段塞注入速度保持在9m3/h。
本实施例的油田油井进行堵水后，周期产油3581t，产水11253t，综合含水75.86％。该井上轮采用常规凝胶堵水，产油280t，产水5632t，综合含水95.26％。两者对比，本实施例的堵水方法较常规堵水方法周期增油3301t，综合含水下降19.4％，增油控水效果突出。
虽然本申请已经参照具体实施方式进行了描述，但是本领域的技术人员应该理解在没有脱离本申请的真正的精神和范围的情况下，可以进行的各种改变。此外，可以对本申请的主体、精神和范围进行多种改变以适应特定的情形、材料、材料组合物和方法。所有的这些改变均包括在本申请的权利要求的范围内。

Claims (8)

1.一种缓膨颗粒的制备方法，包括如下步骤：
1)获得反应原料，所述反应原料包括可接枝共聚物、丙烯酸、丙烯酰胺、交联剂、引发剂和水；
2)将所述丙烯酸和丙烯酰胺溶于水中，再加入可接枝共聚物，使其充分溶解，通入N2，然后加入所述引发剂和所述交联剂，混合均匀，混合期间继续通入N2，得到混合物体系；
3)将所述混合物体系加热至50至75℃反应4至6小时，得到缓膨凝胶块；
4)将所述缓膨凝胶块烘干、粉碎并过筛，从而得到所述缓膨颗粒；
以所述混合物体系的总质量为100％计，所述可接枝共聚物占10％至55％，所述丙烯酰胺占5％至10％，所述丙烯酸占3％至5％，所述交联剂占0.03％至0.5％，所述引发剂占0.02％至0.15％，所述水占29.35％至81.95％；
所述可接枝共聚物选自甲壳素、壳聚糖、可溶性淀粉、羧甲基纤维素、瓜胶和香豆胶中的至少一种；
所述交联剂为有机钛交联剂，所述有机钛交联剂制备如下：将三乙醇胺和乙醇混合，在搅拌条件下加入钛酸四异丙酯，升温并持续搅拌进行反应，从而得到所述有机钛交联剂。
2.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，在步骤2)中，第一次通入N2的时间为10至30分钟，第二次通入N2的时间为5至15分钟。
3.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，所述三乙醇胺、乙醇和钛酸四异丙酯的质量比为(1-2)：0.8：(0.8-0.4)。
4.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，在制备有机钛交联剂时，升温至45至65℃反应3至6小时。
5.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，所述引发剂为过硫酸铵、过硫酸钾、过硫酸钠、亚硫酸钠和亚硫酸氢钠中的至少一种。
6.根据权利要求1所述的制备方法，其特征在于，在步骤3)中，烘干的温度为80至95℃，烘干的时间为5至12小时；粉碎并过筛后的粒度为100至120目。
7.根据权利要求1至6中任意一项所述的制备方法制得的缓膨颗粒。
8.根据权利要求1至6中任意一项所述的制备方法制得的缓膨颗粒在调剖堵水中的应用。
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