本發(fā)明屬于油田開發(fā)技術(shù)的領(lǐng)域，特別涉及一種水平井堵水用水包油乳狀液及其制備方法。

技術(shù)背景

堵水技術(shù)是在油井中注入堵劑，實(shí)現(xiàn)對出水通道的封堵，降低油井的無效采油以及采出油的含水量。水平井增加了井眼在產(chǎn)層中的長度以及泄油面積，可在低壓差下開發(fā)油藏，提高儲(chǔ)層、裂縫鉆遇率，有效解決油氣田開發(fā)過程中面臨的問題，達(dá)到“稀井高產(chǎn)”的目的。其中最主要的一個(gè)問題就是由于水平井的井身與油藏平行，使水平井很容易大量產(chǎn)水，水平井產(chǎn)水會(huì)使產(chǎn)油量驟減，含水急劇上升，甚至導(dǎo)致整個(gè)油井“水淹”。因此，如何進(jìn)行有效的堵水便成了水平井生產(chǎn)中的一個(gè)非常關(guān)鍵的問題。水平井堵水技術(shù)中遇到的問題比普通油井要復(fù)雜的多，因此對堵劑的性能要求也要苛刻一些。目前常用的堵劑有如下問題：(1)堵劑選擇性不強(qiáng)，堵住了水，但同時(shí)油的產(chǎn)量也下降了，經(jīng)濟(jì)效益較差。(2)堵劑難以進(jìn)入深部，堵劑強(qiáng)度較弱，易出現(xiàn)回吐或封堵強(qiáng)度不高，有效期短，堵水效果不理想。(3)堵劑適用的油藏化學(xué)環(huán)境較窄。發(fā)明專利“一種稠油乳狀液轉(zhuǎn)相調(diào)剖堵水劑”(申請?zhí)?01510535437.X)也使用不傷害油層的稠油做主要的材料，制備成水包油型乳狀液，到地層后反相封堵，但使用石灰石粉作為穩(wěn)定劑，降低了放置穩(wěn)定性，同時(shí)乳化劑和轉(zhuǎn)相劑種類繁多，增加了成本。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

本發(fā)明針對現(xiàn)有技術(shù)的不足而提出一種水平井堵水用水包油乳狀液，注入地層后依靠油層水礦化度和溫度來破乳，釋放其中高粘稠油，并在表活劑存在下部分反相，達(dá)到高選擇性封堵的目的。本發(fā)明的乳狀液具有制備工藝簡單，成本較低，穩(wěn)定性能好，堵劑選擇性強(qiáng)的特點(diǎn)。

本發(fā)明公開了一種水平井堵水用水包油乳狀液，制備原料包括稠油、去離子水、水溶性表面活性劑、油溶性表面活性劑和穩(wěn)定劑。

具體原料配比(重量份)如下：

稠油30-40、去離子水60-70、水溶性表面活性劑0.1-0.2、油溶性表面活性劑0.2-0.3和穩(wěn)定劑0.1-0.2。

優(yōu)選的配比(重量份)如下：稠油32、去離子水65、水溶性表面活性劑0.13、油溶性表面活性劑0.28和穩(wěn)定劑0.15。

所述的水溶性表面活性劑為烷基酚聚氧乙烯醚或聚氧乙烯山梨醇酐單硬脂酸酯，所述的油溶性表面活性劑為失水山梨醇油酸酯。

所述的穩(wěn)定劑為聚乙二醇。

一種水平井堵水用水包油乳狀液的制備方法，具體步驟如下：

(1)配制水相

取60-70g去離子水加入燒杯中，將去離子水加熱至40-50℃，向去離子水中加入0.1-0.2g水溶性表面活性劑，攪拌均勻，攪拌速度為200-300rpm，攪拌時(shí)間為10-20min，攪拌時(shí)間結(jié)束后自然降溫至室溫，得到水相；

(2)配制油相

取30-40g稠油加入燒杯中，將稠油加熱至50-70℃，向稠油中加入0.2-0.3g油溶性表面活性劑，攪拌均勻，攪拌速度為500-600rpm，攪拌時(shí)間為20-30min；攪拌時(shí)間結(jié)束后降溫度降至30-40℃，恒溫10-20min；然后自然降溫至室溫，得到油相；

(3)將上述油相加入水相中，同時(shí)加入穩(wěn)定劑0.1-0.2g，攪拌30-50min，攪拌速度為800-1000rpm，攪拌時(shí)間為30-50min，得到本產(chǎn)品。

本發(fā)明提出了一種水平井堵水用水包油乳狀液，制備工藝簡單，成本較低，其特點(diǎn)是初始粘度低，易注入；在地層中破乳或反相后釋放其中包裹的高粘稠油相或進(jìn)一步形成更粘稠的油包水相，從而對出水處進(jìn)行安全封堵；堵劑選擇性強(qiáng)，與高礦化度水反相變粘稠封堵，遇油則不變。本發(fā)明得到的產(chǎn)品初始粘度低于10mPa.s，封堵率達(dá)到85％以上，堵水效果良好。

具體實(shí)施方式

下面結(jié)合具體的實(shí)施例對本發(fā)明的技術(shù)方案做進(jìn)一步的說明。

實(shí)施例1

水平井堵水用水包油乳狀液A采用的原料(重量份)為：稠油30、去離子水60、烷基酚聚氧乙烯醚0.1、失水山梨醇油酸酯0.2和聚乙二醇0.1。

水平井堵水用水包油乳狀液A的制備方法，具體步驟如下：

(2)配制水相

取60g去離子水加入燒杯中，將去離子水加熱至40℃，向去離子水中加入0.1g烷基酚聚氧乙烯醚，攪拌均勻，攪拌速度為200rpm，攪拌時(shí)間為10min，攪拌時(shí)間結(jié)束后自然降溫至室溫，得到水相；

(2)配制油相

取30g稠油加入燒杯中，將稠油加熱至50℃，向稠油中加入0.2g失水山梨醇油酸酯，攪拌均勻，攪拌速度為500rpm，攪拌時(shí)間為20min；攪拌時(shí)間結(jié)束后降溫度降至30℃，恒溫10min；然后自然降溫至室溫，得到油相；

(3)將上述油相加入水相中，同時(shí)加入0.1g聚乙二醇，攪拌30min，攪拌速度為800rpm，攪拌時(shí)間為30min，得到本產(chǎn)品A，產(chǎn)品A的粘度為8.9mPa.s。

實(shí)施例2

水平井堵水用水包油乳狀液B采用的原料(重量份)為：稠油32、去離子水65、聚氧乙烯山梨醇酐單硬脂酸酯0.13、失水山梨醇油酸酯0.28和聚乙二醇0.15。

水平井堵水用水包油乳狀液B的制備方法，具體步驟如下：

(1)配制水相

取65g去離子水加入燒杯中，將去離子水加熱至42℃，向去離子水中加入0.13g聚氧乙烯山梨醇酐單硬脂酸酯，攪拌均勻，攪拌速度為280rpm，攪拌時(shí)間為18min，攪拌時(shí)間結(jié)束后自然降溫至室溫，得到水相；

(2)配制油相

取32g稠油加入燒杯中，將稠油加熱至60℃，向稠油中加入0.28g失水山梨醇油酸酯，攪拌均勻，攪拌速度為550rpm，攪拌時(shí)間為23min；攪拌時(shí)間結(jié)束后降溫度降至35℃，恒溫13min；然后自然降溫至室溫，得到油相；

(3)將上述油相加入水相中，同時(shí)加入0.15g聚乙二醇，攪拌35min，攪拌速度為850rpm，攪拌時(shí)間為40min，得到本產(chǎn)品B，產(chǎn)品B的粘度為8.3mPa.s。

實(shí)施例3

水平井堵水用水包油乳狀液C采用的原料(重量份)為：稠油35、去離子水63、烷基酚聚氧乙烯醚0.16、失水山梨醇油酸酯0.22和聚乙二醇0.17。

水平井堵水用水包油乳狀液C的制備方法，具體步驟如下：

(1)配制水相

取63g去離子水加入燒杯中，將去離子水加熱至45℃，向去離子水中加入0.16g烷基酚聚氧乙烯醚，攪拌均勻，攪拌速度為250rpm，攪拌時(shí)間為13min，攪拌時(shí)間結(jié)束后自然降溫至室溫，得到水相；

(2)配制油相

取35g稠油加入燒杯中，將稠油加熱至65℃，向稠油中加入0.22g失水山梨醇油酸酯，攪拌均勻，攪拌速度為580rpm，攪拌時(shí)間為27min；攪拌時(shí)間結(jié)束后降溫度降至38℃，恒溫18min；然后自然降溫至室溫，得到油相；

(3)將上述油相加入水相中，同時(shí)加入0.17g聚乙二醇，攪拌45min，攪拌速度為900rpm，攪拌時(shí)間為45min，得到本產(chǎn)品C，產(chǎn)品C的粘度為8.5mPa.s。

實(shí)施例4

水平井堵水用水包油乳狀液D采用的原料(重量份)為：稠油40、去離子水70、聚氧乙烯山梨醇酐單硬脂酸酯0.2、失水山梨醇油酸酯0.3和聚乙二醇0.2。

水平井堵水用水包油乳狀液D的制備方法，具體步驟如下：

(1)配制水相

取70g去離子水加入燒杯中，將去離子水加熱至50℃，向去離子水中加入0.2g聚氧乙烯山梨醇酐單硬脂酸酯，攪拌均勻，攪拌速度為300rpm，攪拌時(shí)間為20min，攪拌時(shí)間結(jié)束后自然降溫至室溫，得到水相；

(2)配制油相

取40g稠油加入燒杯中，將稠油加熱至70℃，向稠油中加入0.3g失水山梨醇油酸酯，攪拌均勻，攪拌速度為600rpm，攪拌時(shí)間為30min；攪拌時(shí)間結(jié)束后降溫度降至40℃，恒溫20min；然后自然降溫至室溫，得到油相；

(3)將上述油相加入水相中，同時(shí)加入0.2g聚乙二醇，攪拌50min，攪拌速度為1000rpm，攪拌時(shí)間為50min，得到本產(chǎn)品D，產(chǎn)品D的粘度為9.2mPa.s。

實(shí)施例5

試驗(yàn)水平井注水井F₁₁概況：水井的地層溫度45℃，注水壓力6.3MPa，滲透率1250×10^-3μm²，注水量120m³/d，該水井對應(yīng)油井3口，平均含水92.3％；注水層位為3層，編號為F¹、F²、F³，厚度分別是5m、5m、8m，吸水剖面測試表明F¹層吸水量為25m³/d，F(xiàn)²層吸水量為80m³/d，F(xiàn)³層吸水量為15m³/d，其中F²層吸水量占到了總注水量的75.0％。選取本發(fā)明的產(chǎn)品A在該水平井進(jìn)行了現(xiàn)場堵水應(yīng)用。

現(xiàn)場共注入本產(chǎn)品A5.2m³，初始粘度為8.9mPa.s，破乳后粘度為56.2mPa.s，現(xiàn)場應(yīng)用的效果見表1：

表1試驗(yàn)前后水井F₁₁吸水剖面變化

試驗(yàn)后吸水剖面測試表明F¹層吸水量為36m³/d，F(xiàn)²層吸水量為7.8m³/d，F(xiàn)³層吸水量為40m³/d，其中，F(xiàn)²層吸水量降低了72.2m³/d，F(xiàn)²層封堵率達(dá)到了90.2％。該水井對應(yīng)的3口油井平均含水下降了10.5個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)增油2560t，現(xiàn)場試驗(yàn)效果良好。

實(shí)施例6

試驗(yàn)水平井注水井G₂概況：水井的地層溫度55℃，注水壓力5.0MPa，滲透率1300×10^-3μm²，注水量100m³/d，該水井對應(yīng)油井5口，平均含水95.8％；注水層位為3層，編號為G¹、G²、G³，厚度分別是3m、6m、9m，吸水剖面測試表明G¹層吸水量為80m³/d，G²層吸水量為12m³/d，G³層吸水量為8m³/d，其中G¹層吸水量占到了總注水量的80.0％。選取本發(fā)明的產(chǎn)品B在該水平井進(jìn)行了現(xiàn)場堵水應(yīng)用。

現(xiàn)場共注入本產(chǎn)品B 6.5m³，初始粘度為8.3mPa.s，破乳后粘度為75.0mPa.s，現(xiàn)場應(yīng)用的效果見表2：

表2試驗(yàn)前后水井G₂吸水剖面變化

試驗(yàn)后吸水剖面測試表明G¹層吸水量為10m³/d，G²層吸水量為35m³/d，G³層吸水量為25m³/d，其中，G¹層吸水量降低了70m³/d，G¹層封堵率達(dá)到了87.5％。該水井對應(yīng)的5油井平均含水下降了9.8個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)增油4250t，現(xiàn)場試驗(yàn)效果良好。

實(shí)施例7

試驗(yàn)水平井注水井H₃概況：水井的地層溫度56℃，注水壓力4.8MPa，滲透率1420×10^-3μm²，注水量98m³/d，該水井對應(yīng)油井3口，平均含水98.5％；注水層位為3層，編號為H¹、H²、H³，厚度分別是8m、5m、12m，吸水剖面測試表明H¹層吸水量為12m³/d，H²層吸水量為72m³/d，H³層吸水量為14m³/d，其中H²層吸水量占到了總注水量的73.5％。選取本發(fā)明的產(chǎn)品C在該水平井進(jìn)行了現(xiàn)場堵水應(yīng)用。

現(xiàn)場共注入本產(chǎn)品C 7.5m³，初始粘度為8.5mPa.s，破乳后粘度為53.0mPa.s，現(xiàn)場應(yīng)用的效果見表3：

表3試驗(yàn)前后水井H₃吸水剖面變化

試驗(yàn)后吸水剖面測試表明H¹層吸水量為32m³/d，H²層吸水量為8.8m³/d，H³層吸水量為35m³/d，其中，H²層吸水量降低了63.2m³/d，H²層封堵率達(dá)到了87.8％。該水井對應(yīng)的3油井平均含水下降了13.5個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)增油3856t，現(xiàn)場試驗(yàn)效果良好。

實(shí)施例8

試驗(yàn)水平井注水井K₅概況：水井的地層溫度38℃，注水壓力4.3MPa，滲透率1000×10^-3μm²，注水量110m³/d，該水井對應(yīng)油井4口，平均含水95.8％；注水層位為3層，編號為K¹、K²、K³，厚度分別是13m、8m、4m，吸水剖面測試表明K¹層吸水量為10m³/d，K²層吸水量為15m³/d，K³層吸水量為85m³/d，其中K³層吸水量占到了總注水量的77.3％。選取本發(fā)明的產(chǎn)品D在該水平井進(jìn)行了現(xiàn)場堵水應(yīng)用。

現(xiàn)場共注入本產(chǎn)品D 5.0m³，初始粘度為9.2mPa.s，破乳后粘度為42.2mPa.s，現(xiàn)場應(yīng)用的效果見表4：

表4試驗(yàn)前后水井K₅吸水剖面變化

試驗(yàn)后吸水剖面測試表明K¹層吸水量為45.2m³/d，K²層吸水量為32m³/d，K³層吸水量為11.7m³/d，其中，K³層吸水量降低了73.3m³/d，K²層封堵率達(dá)到了86.2％。該水井對應(yīng)的4油井平均含水下降了11.3個(gè)百分點(diǎn)，累計(jì)增油3850t，現(xiàn)場試驗(yàn)效果良好。