技术领域
本发明涉及油田稠油开采油层高温堵剂及其制备方法，属于油田化学技术领域，具体而言是一种高温体膨颗粒堵剂及其制备方法。
背景技术
目前在稠油热采中，注入的高温蒸汽趋向于上升至油藏顶部，在大孔道高渗透层中形成蒸汽窜，降低了蒸汽利用率和体积波及系数，导致吸汽剖面不均匀，降低了开采效果。此外，稠油热采区进入多轮次吞吐阶段后，由于地层的非均质性、流度比差异及蒸汽超覆等因素的影响，致使汽、水窜状况日趋严重，部分井注汽压力低，注汽效果差，导致无功采液，无效吞吐，甚至造成水淹。因此，开展稠油热采井的调剖堵水作业显得尤为重要。针对稠油热采中蒸汽大孔道问题，发展的堵剂调剖堵水技术主要有以下三种：一是无机颗粒类堵剂由于成本较低、耐温性好，在稠油热采井调剖封窜中得到了较为广泛的应用，但存在着注入性差、注入半径较短、封堵强度较低等缺陷，加上无机颗粒属于刚性颗粒，不易变形，粒径大小与地层渗透率和孔道大小的匹配很难把握，容易造成难注入并在井壁形成滤饼，或者封堵不住的问题，从而造成不能有效封堵大孔道和有效期较短，也容易对低渗油层造成一定的伤害。二是有机聚合物类堵剂包括聚合物冻胶、聚合物微球等，耐温性能较差，耐盐性能有限，封堵强度较低，耐冲刷能力较低，且成本较高，配制和注入较繁琐，用作稠油热采井封窜堵水效果较差，有效期较短，特别是对于高渗大孔道的封堵不太理想。三是水膨体型堵剂具有其它堵水调驱剂无可比拟的优点，并取得了较好的增油、降水的效果。但目前现场使用的部分水膨体堵剂存在的吸水过快，膨胀倍数过大，强度较小，耐温性差，抗冲刷性差，封堵性能欠佳的问题。
发明内容
本发明的目的就是针对上述现有技术的不足之处，提供一种高温体膨堵剂及其制备方法。
上述目的是通过下述技术方案实现的：
高温体膨颗粒堵剂及其制备方法中的原料组成质量比是：丙烯酰胺为20～50％，丙烯酸为20～50％，氢氧化钠1~15%，内刚颗粒为2～10％，过硫酸胺为0.1～0.5％，亚硫酸氢钠为0.05%~0.25%，N，N-亚甲基双丙烯酰胺为0.1～0.5％，甲基丙烯酸十二烷脂为1~5%，其余为水。
上述高温体膨颗粒堵剂及其制备方法中的水为矿化度低于500mg/L的清水。
上述高温体膨颗粒堵剂及其制备方法中的各组分均为市售产品，所述的氢氧化钠、丙烯酸、丙烯酰胺、钠土、亚硫酸氢钠、过硫酸、N，N-亚甲基双丙烯酰胺、甲基丙烯酸十二烷脂是化学纯。
上述高温体膨颗粒堵剂及其制备方法中的内刚颗粒为白土、钠土、活性炭、沸石粉、橡胶粉中的任意一种。
上述高温体膨颗粒堵剂及其制备方法中的制备方法是：首先在反应容器中加入水，然后加入氢氧化钠，搅拌溶解均匀后加入丙烯酸，充分搅拌至混合均匀，然后在搅拌状态下加入甲基丙烯酸十二烷脂、丙烯酰胺和内刚颗粒，搅拌升温至40℃，在充氮气保护的情况下，加入N,N-亚甲基双丙烯酰胺，然后升温至80℃，加入亚硫酸氢钠和过硫酸铵，搅拌反应两小时，取出成品，剪碎烘干，然后粉碎成粉末，制得高温体膨颗粒堵剂。
本发明有益效果是：具有普通调剖剂用作调剖堵水剂的封堵机理，具有柔性外层，可以在地层中变形推进，在柔性外层破坏失效后，内部的刚性内核仍可对地层造成有效封堵，实现地层逐次深部调驱，达到二次封堵、增长封堵时效的目的，适应地层温度为200℃以下，吸水膨胀倍数20~40倍，岩心封堵率大于98%，经10PV（孔隙体积）注入水冲刷，封堵率仍保持96%以上，适应与普通油水井的调剖堵水，也可应用于稠油热采井的调剖封窜。
附图说明
图1—岩心驱替装置示意图。
图2—实施例7堵剂的注入压力与注入孔隙体系的关系曲线。
图中，1.平流泵，2.中间容器，3.六通阀，4.精密压力表，5.岩心夹持器，6.量筒；PV-横坐标，注入孔隙体系，Mpa-纵坐标,注入压力。
具体实施方式
为进一步说明本发明，以下列举具体的实施例，但本发明所保护范围不仅限于此。
实施例1
高温体膨颗粒堵剂，原料组成：
丙烯酰胺20.9%，丙烯酸20.9%，氢氧化钠4.6%，钠土2.9%，过硫酸铵0.25%，亚硫酸氢钠0.5%，N，N-亚甲基双丙烯酰胺0.1%，甲基丙烯酸十二烷脂1.5%，其余为水。
制备方法：
首先在500ml三口烧瓶中加入180ml水，加入20g氢氧化钠，搅拌溶解均匀后加入90ml丙烯酸，充分搅拌至混合均匀，然后在搅拌状态下加入6.5g甲基丙烯酸十二烷脂、90g丙烯酰胺和12.6g钠土，搅拌升温至40℃，加入0.4gN,N-亚甲基双丙烯酰胺，然后升温至80℃，加入10ml1%的亚硫酸氢钠和20ml1%的过硫酸铵，搅拌反应2h，取出成品，剪碎烘干，粉碎成粉末。
所得高温体膨颗粒堵剂吸水膨胀测试情况：常温条件下，自来水中的吸水膨胀质量倍数为32倍；在质量浓度为40%乙醇中的吸水膨胀倍数为5倍；在10g/L氯化钠溶液中的吸水膨胀倍数为29倍。
实施例2
如实施例1所述，所得高温体膨颗粒堵剂封堵性能测试情况如下：在60℃条件下，岩心（渗透率为1.12μm2）突破压力梯度（堵剂注入量为0.3PV）为24.6MPa/m；岩心封堵率为99.6%；经过10PV注入水冲刷，堵剂对岩心的封堵率为98.6%。
实施例3
如实施例1所述，所得高温体膨颗粒堵剂封堵性能测试情况如下：在150℃温度下老化处理高温体膨颗粒堵剂7天，岩心（渗透率为1.20μm2）突破压力梯度（堵剂注入量为0.3PV）为20.9MPa/m；200℃温度下老化处理高温体膨颗粒堵剂7天，岩心（渗透率为1.23μm2）突破压力梯度（堵剂注入量为0.3PV）为14.2MPa/m。
实施例4
如实施例1所述，所得高温体膨颗粒堵剂封堵性能二次封堵测试情况如下：在60℃条件下测得相同浓度，相同注入量下，不同堵剂体系的封堵冲刷效果见图2。
图2高温体膨颗粒堵剂的注入压力出现两个“台阶”，第一个压力“台阶”是注入的堵剂颗粒吸水膨胀后对地层造成封堵；随着后续注入水的冲刷，高温体膨颗粒堵剂的柔性外层遭到破坏，压力下降，但是由于具有刚性内核，仍可以对地层造成有效封堵，压力稳定在第二个“台阶”，高温体膨颗粒堵剂在地层中的封堵体现二次封堵的特点。而其他类颗粒堵剂体系并未体现出二次封堵的特点。
对照例1
市售吸水膨胀型水膨体，吸水膨胀测试情况：
常温条件下，自来水中的吸水膨胀质量倍数为79倍；在质量浓度为40%乙醇中的吸水膨胀倍数为4倍；在10g/L氯化钠溶液中的吸水膨胀倍数为19倍。
对照例2
市售吸水膨胀型水膨体，封堵性能测试情况：
在60℃条件下，岩心（渗透率为0.98μm2）突破压力梯度（堵剂注入量为0.3PV）为18.7MPa/m；岩心封堵率为96.6%；经过10PV注入水冲刷，堵剂对岩心的封堵率为86.8%。
对照例3
市售吸水膨胀型水膨体，耐温封堵性能测试情况：
在150℃温度下老化处理高温体膨颗粒堵剂7天，岩心（渗透率为1.32μm2）突破压力梯度（堵剂注入量为0.3PV）为2.9MPa/m；200℃温度下老化处理高温体膨颗粒堵剂7天，岩心（渗透率为1.03μm2）突破压力梯度（堵剂注入量为0.3PV）为1.1MPa/m。