一种防水锁修井液及制造方法
【技术领域】
[0001] 本发明涉及油田修井领域，尤其涉及一种防水锁修井液及制造方法。
【背景技术】
[0002] 目前，我国在探明未动用的地质储量中大部分为低渗透油田储量，所占比例高达 72.8%。据我国第三次油气资源调查结果，低渗透油气远景资源量分别为537亿吨和24万亿 立方米，分别占全国油气远景资源总量的49%和42.8%。近年来的勘探数据表明，低渗透油 田已成为我国勘探开发的重要领域。
[0003] 油田在勘探开发的各个环节均可造成低渗透油田的储层损害。对低渗透油层特别 强调油层保护并不是因为这类油层比高渗透油层更易受污染，而是因为低渗透油层自然渗 透能力差，任何轻微的污染伤害都会导致产能的大幅度降低。对于此类油田，入井液中固相 颗粒堵塞伤害侵入深度有限，通过控制入井液质量即可得以减轻，但水侵入造成的油层伤 害却比较严重。据统计，水锁损害是低渗、特低渗储层的主要损害类型，损害率一般在70% 以上，可导致气井产量降至原来的1/3以下。其中，水锁损害一旦发生就难以解除，是制约低 渗油田高效勘探开发的主要损害类型和瓶颈。在修井作业中，主要表现为作业后恢复率低、 恢复期长，影响修井作业效果。
[0004] 据2004年各油田统计，发现低渗透油田主要以中深层为主，埋藏深度小于1000m的 约占5.2%，1000~2000m约占43.1 %，2000~3000m约占36.2%，大于3000m约占 15.5%。而 由于现有技术中防水锁修井液主要针对浅层低渗透油田，故而存在着抗温性不高的技术问 题，因此无法适用于中深层的低渗透油田的修井作业。
【发明内容】
[0005] 本发明提供一种防水锁修井液及制造方法，以解决现有技术中防水锁修井液的抗 温性不高的技术问题。
[0006] 第一方面，本发明实施例提供一种防水锁修井液，包括：
[0007] 重量比为0.3-0.6%的黄原胶；
[0008] 重量比为0.5-2.0%的抗高温降失水剂；
[0009] 重量比为0.2-0.5%的杀菌剂；
[0010] 重量比为0.2-0.5%的防水锁剂；
[0011] 重量比为0.5-2.0%的抑制剂；
[0012] 其余为水。
[0013] 可选的，还包括:加重剂；
[0014] 其中，在所述防水锁修井液的密度小于1.16g/cm3时，所述加重剂为重量比为1.5-23.1 %的氯化钾；
[0015] 在所述防水锁修井液密度大于1.16g/cm3时，所述加重剂为重量比为2.0-15.3% 的甲酸盐和1.5-23.1 %的氯化钾的混合物。
[0016] 第二方面，本发明实施例提供一种防水锁修井液的制造方法，包括：
[0017] 在烧杯中加入水并保持所述烧杯的温度位于40°C_50°C，以获得基础溶液；
[0018] 在所述基础溶液中边搅拌边加入重量比为0.5-2.0%的抑制剂；
[0019] 在所述基础溶液中边搅拌边加入重量比〇. 3-0.6%的黄原胶；
[0020] 加入重量比为0 · 5-2 · 0 %的抗高温降失水剂；
[0021 ]待所述黄原胶和所述抗高温降失水剂完全溶解后，加入重量比为0.2-0.5%的杀 菌剂；
[0022]加入重量比为0.2-0.5%的防水锁剂，搅拌至溶液均匀，即获得所述防水锁修井 液。
[0023]可选的，所述在烧杯中加入水并保持所述烧杯的温度位于40°C_50°C，以获得基础 溶液，具体包括：
[0024] 在所述水中依次加入重量比为2.0-15.3 %的甲酸盐、1.5-23.1 %的氯化钾进行搅 拌，即获得所述基础溶液。
[0025]可选的，加入所述甲酸盐和所述氯化钾之后的搅拌时间为30min。
[0026] 可选的，加入所述抑制剂之后的搅拌时间为5min。
[0027] 可选的，加入所述黄原胶之后的搅拌时间为15-20min。
[0028] 可选的，加入所述抗高温降失水剂之后的搅拌时间为15min。
[0029] 可选的，加入所述杀菌剂之后的搅拌时间为5min。
[0030] 可选的，加入所述防水锁剂之后的搅拌时间为lOmin。
[0031] 本发明有益效果如下：
[0032] 由于在本发明实施例中，提供了一种防水锁修井液，包括:重量比为0.3-0.6 %的 黄原胶;重量比为0.5-2.0%的抗高温降失水剂;重量比为0.2-0.5%的杀菌剂；重量比为 0.2-0.5%的防水锁剂;其余为水。其中，通过黄原胶和甲酸盐以及抗高温失水剂之间的协 同增效作用，以及杀菌剂提供的无菌环境，提高防水锁修井液体系的抗温性能，其抗温性能 可达到150 °C;
[0033] 并且，该防水锁修井液中黄原胶的增粘作用和抗高温降失水剂的降滤失作用，可 大大降低体系的API滤失量，减少滤液对地层的损害。抑制剂可以有效阻止粘土膨胀、水化 分散，提高防膨率，预防由于水敏而造成水锁损害加重的发生。防水锁剂通过增大液相与岩 石表面的接触角，可以有效降低防水锁修井液体系的界面张力。从而使得防水锁修井液具 有较好的油层保护效果，API滤失量< 15ml/30min，；抗二价离子可达到100，OOOppm;防膨率 2 95%，界面张力< 0.2mN/m，岩心渗透率恢复率2 90%，抗温性2 150°C，修井作业后恢复 期< 1.3天，修井后恢复率2 100 %，提高修井效益。
[0034] 并且，该防水锁修井液制备方法经济安全，制备工艺简单，且该方法工业化生产可 行性高，具有较好的工业应用前景和较高的市场价值。
【附图说明】
[0035] 图1为本发明实施例中防水锁修井液的制造方法的流程图。
【具体实施方式】
[0036] 本发明提供一种防水锁修井液及制造方法，以解决现有技术中防水锁修井液的抗 温性不高的技术问题。
[0037] 本申请实施例中的技术方案为解决上述的技术问题，总体思路如下：
[0038] 提供了一种防水锁修井液，包括：重量比为0.3-0.6%的黄原胶；重量比为0.5-2.0 %的抗高温降失水剂;重量比为0.2-0.5%的杀菌剂;重量比为0.2-0.5%的防水锁剂； 重量比为0.5-2.0 %的抑制剂;其余为水。
[0039] 其中，通过黄原胶和甲酸盐以及抗高温失水剂之间的协同增效作用，以及杀菌剂 提供的无菌环境，提高防水锁修井液体系的抗温性能，其抗温性能可达到150Γ;
[0040] 并且，该防水锁修井液中黄原胶的增粘作用和抗高温降失水剂的降滤失作用，可 大大降低体系的API滤失量。抑制剂可以有效阻止粘土膨胀、水化分散，提高防膨率，预防由 于水敏而造成水锁损害的发生。防水锁剂通过增大液相与岩石表面的接触角，可以有效降 低防水锁修井液体系的界面张力。使得防水锁修井液具有较好的油层保护效果，API滤失量 仝15ml/30min，减少滤液对地层的损害;抗二价离子可达到100,000ppm;防膨率2 95%，界 面张力< 0.2mN/m，岩心渗透率恢复率2 90%，抗温性2 150°C，修井作业后恢复期< 1.3天， 修井后恢复率2 100%，提高修井效益。
[0041 ]并且，该防水锁修井液制备方法经济安全，制备工艺简单，且该方法工业化生产可 行性高，具有较好的工业应用前景和较高的市场价值。
[0042]为了更好的理解上述技术方案，下面通过附图以及具体实施例对本发明技术方案 做详细的说明，应当理解本发明实施例以及实施例中的具体特征是对本发明技术方案的详 细的说明，而不是对本发明技术方案的限定，在不冲突的情况下，本发明实施例以及实施例 中的技术特征可以相互组合。
[0043] 第一方面，本发明实施例提供一种防水锁修井液，包括：
[0044] 重量比为0.3-0.6%的黄原胶；
[0045] 重量比为0.5-2.0%的抗高温降失水剂；
[0046] 重量比为0.2-0.5%的杀菌剂；
[0047] 重量比为0· 2-0.5%的防水锁剂；
[0048] 重量比为0.5-2.0%的抑制剂；
[0049]其余为水。
[0050]可选的，还包括:加重剂；
[0051 ]其中，在所述防水锁修井液的密度小于1.16g/cm3时，加重剂为重量比为0-23.1 % 的氯化钾；
[0052]在所述防水锁修井液密度大于1.16g/cm3时，加重剂为重量比为2.0-15.3 %的甲 酸盐和1.5-23.1 %的氯化钾的混合物。
[0053]抗高温降失水剂为一种丙烯类聚合物，例如型号为ZCYB-01，具有较好的抗高温和 降滤失性能，而且在温度较高的条件下，次丙烯类聚合物可以和黄原胶分解而生成的烷基 自由基进行结合，阻止黄原胶分解反应的进行，提高其抗温性能。
[0054]杀菌剂为一种非氧化杀菌剂，例如型号为TS-809,可以有效去除细菌，为体系提供 一个无菌环境，防止黄原胶被细菌氧化分解。
[0055]防水锁剂为多种表面活性剂和醇类的复配物，例如型号为ZCY-03,主要通过防水 锁剂中表面活性剂上的亲水亲油基团，增大岩石与液相之间