【技术实现步骤摘要】
本专利技术属于储层改造领域，特别涉及一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂及制备方法。
技术介绍
1、鄂尔多斯盆地属于典型的“三低油藏”，需要通过注水开发实现提高最终采收率的目的。随着开发时间的延长，受储层非均质性和井网适配性的影响，安塞、靖安、姬塬等主力油田整体进入中高含水开发阶段，目前综合含水62.9％，统计长3及以下三叠系定向井生产现状，含水大于40％的油井15800口，占比54.1％，由于中高含水井重复压裂主体技术尚未形成，这部分井低产低效生产后，难以实现高效挖潜，导致油井措施选井空间逐年变小，损失的储量基本上都属于优质储量，如何盘活这部分储量潜力和意义巨大。现阶段，主要通过暂堵压裂实现控水，在压裂过程中泵入缝内暂堵剂抑制缝长过度延伸，降低措施后含水上升风险，但措施效果差异大。
2、控水重复压裂是油藏高效开发的迫切需求，创新提出了有效封堵油井见水通道、迫使重复压裂裂缝转向的中高含水井前置封堵控水压裂技术思路，其中见水通道识别是前提，低成本高效封堵材料是基础，前置封堵+压裂联作工艺是关键。满足中高含水井重复压裂技术需求的前置封堵材料仍未定型，急需提高材料综合性能，使其具有“两高三低”的(高抗压强度、高粘结强度、低成本、低粘注入、低收缩率)特点。
技术实现思路
1、针对上述问题，本专利技术提出了一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂及其制备方法。
2、本专利技术的第一个目的在于提供一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂，所述负荷封堵剂包括以下原料：水性环氧树脂
3、进一步地，所述水性环氧树脂乳液、固化剂、水泥、分散剂、尼龙纤维和氧化镁的质量比为10:10:18:0.4:0.2:0.04。
4、进一步地，所述水性环氧树脂乳液包括以下步骤制成：
5、将ep-20溶于丙二醇甲醚中，并加热至固定温度，得透明溶液；
6、随后向透明溶液中加入聚乙二醇-2000，再滴入三氟化硼乙醚，保温搅拌5-7h后，冷却至室温，加入蒸馏水搅拌均匀，得到水性环氧树脂乳液。
7、进一步地，所述固定温度为80-100℃。
8、进一步地，所述ep-20、丙二醇甲醚的质量比为1:6-8。
9、进一步地，所述聚乙二醇-2000、三氟化硼乙醚、蒸馏水的加入质量与所述ep-20的质量比为10.43-11.17:0.14-0.16:17.57-20.33:1。
10、进一步地，所述固化剂为胺类固化剂。
11、进一步地，所述分散剂为聚羧酸型分散剂。
12、进一步地，所述前置控水复合封堵剂的承压强度≥25mpa，粘结强度≥5mpa，注入粘度≤70mpas，收缩率≤10％。
13、本专利技术的第二个目的在于提供一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂的制备方法，包括：
14、将水性环氧树脂乳液、固化剂、水泥、分散剂、尼龙纤维和氧化镁搅拌均匀，得前置控水复合封堵剂。
15、本专利技术的有益效果：
16、1、本专利技术使用环氧树脂ep-20为原料合成水性环氧树脂乳液，再将水性环氧树脂乳液与固化剂、水泥、分散剂、尼龙纤维、氧化镁通过科学配伍，获得前置控水复合封堵剂，降低了注入时封堵剂的粘度，提高了注入施工效率，所述前置控水复合封堵剂固化时，环氧树脂与固化剂固化形成交联结构，尼龙纤维穿插在前者网络当中，将水泥颗粒封锁在一个个有机/无机互锁微区当中，大大提高固化强度(抗压强度和粘结强度)，降低了收缩率，同时，通过氧化镁的加入大大缩短了封堵剂的固化时间，原因为氧化镁的水解反应可以大量消耗网络中的水分，降低了固化时间；
17、2、在重复压裂施工前将本专利技术的封堵剂液体泵送放置于裂缝前端，温度作用下固结，形成“硬挡板”，封堵油井见水通道、迫使重复压裂裂缝转向；
18、3、本专利技术通过有机、无机类材料复配，形成了具有两高三低(高抗压强度、高粘结强度、低成本、低粘注入、低收缩率)特点的新型重复压裂用前置控水复合封堵剂，承压强度≥25mpa，粘结强度≥5mpa，成本≤0.6万/方，注入粘度≤70mpas，收缩率≤10％。
19、本专利技术的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本专利技术而了解。本专利技术的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书中所指出的结构来实现和获得。
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1.一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂，包括以下原料：水性环氧树脂乳液、固化剂、水泥、分散剂、尼龙纤维和氧化镁，所述水性环氧树脂乳液、固化剂、水泥、分散剂、尼龙纤维和氧化镁的质量比为10-15:10-13:18-25:0.4-0.6:0.2-0.6:0.04-0.08。
2.根据权利要求1所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂，其特征在于，所述水性环氧树脂乳液、固化剂、水泥、分散剂、尼龙纤维和氧化镁的质量比为10:10:18:0.4:0.2:0.04。
3.根据权利要求1所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂，其特征在于，所述水性环氧树脂乳液包括以下步骤制成：
4.根据权利要求3所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂的制备方法，其特征在于，所述固定温度为80-100℃。
5.根据权利要求3所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂的制备方法，其特征在于，所述EP-20、丙二醇甲醚的质量比为1:6-8。
6.根据权利要求3所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂的制备方法，其特征在于，所述聚乙二醇-2000
7.根据权利要求1所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂，其特征在于，所述固化剂为胺类固化剂。
8.根据权利要求1所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂，其特征在于，所述分散剂为聚羧酸型分散剂。
9.根据权利要求1-8任一所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂，其特征在于，所述前置控水复合封堵剂的承压强度≥25MPa，粘结强度≥5MPa，注入粘度≤70mPas，收缩率≤10％。
10.一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂的制备方法，其特征在于，制成权利要求1-9任一项所述的前置控水复合封堵剂，包括：
...【技术特征摘要】
1.一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂，包括以下原料：水性环氧树脂乳液、固化剂、水泥、分散剂、尼龙纤维和氧化镁，所述水性环氧树脂乳液、固化剂、水泥、分散剂、尼龙纤维和氧化镁的质量比为10-15:10-13:18-25:0.4-0.6:0.2-0.6:0.04-0.08。
2.根据权利要求1所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂，其特征在于，所述水性环氧树脂乳液、固化剂、水泥、分散剂、尼龙纤维和氧化镁的质量比为10:10:18:0.4:0.2:0.04。
3.根据权利要求1所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂，其特征在于，所述水性环氧树脂乳液包括以下步骤制成：
4.根据权利要求3所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂的制备方法，其特征在于，所述固定温度为80-100℃。
5.根据权利要求3所述的一种老井重复压裂用前置控水复合封堵剂的制备方法，其特征在于，所述ep-20、丙二...
【专利技术属性】
技术研发人员：常笃，张矿生，白晓虎，苏良银，鄢长灏，达引朋，李建辉，白建文，毛亚辉，黄婷，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：
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