CN107541197A - 一种智能找水型高温水平井用堵水剂 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种智能找水型高温水平井用堵水剂。该智能找水型高温水平井用堵水剂的原料组成包括：液体树脂、填充剂和余量的水；液体树脂的原料组成包括：甲阶酚醛预聚体、三聚氰胺甲醛预聚体和高温分解型固化剂；填充剂的原料组成包括白土和超细碳酸钙。本发明的堵水剂无需找水、堵水工艺的配合，可以被笼统注入到高渗层中，在80℃以上地层温度条件下延缓成胶，形成的凝胶能长期承受地层压差、水流推力和近井地带负压作业对堵水剂的抽吸力，对油藏、井筒和环空附带污染小，具有通用、高效、低成本、安全的优点。

Description

一种智能找水型高温水平井用堵水剂

技术领域

本发明涉及一种具有油藏保护能力的“智能找水型”高温水平井用堵水剂，属于油田开采技术领域。

背景技术

随着钻井技术进步和成本预算的不断降低，水平井技术作为常规钻井技术广泛应用于塔里木、胜利、中原、华北等油田。但水平井比常规直井更容易出水，储层局部见水后，会造成产量锐减，甚至丧失储量的问题。因此，产水问题严重影响水平井的采油效率和应用前景。

当前油井(直井、水平井等)主流堵水剂为水泥，聚丙烯酰胺类冻胶、水玻璃凝胶也有研究和应用。其中，水玻璃类堵水剂封堵强度差，往往出现“反吐”出地层的现象，只能与水泥段塞复合使用；聚丙烯酰胺类堵水剂除高温封堵强度差以外，粘度大也会导致其无法被准确放置到高渗层，滞留于井筒、管外环空、油层的堵水剂容易造成附带污染。对于选择性差这一点，过去主流观点是聚合物分子在水层伸展、油层蜷缩，使出水通道的渗透率降低幅度比油层大，以此抵消选择性差的不利影响，但现场应用效果类似于非选择性堵水剂，与设想有较大出入。水泥类非选择性堵水剂比重达到1.8g/cm³、固相含量30％-40％、水泥浆中压30min滤失量达到40-100mL(美国石油学会API标准)，挤注施工导致大量“高比重、高固相、高沉降、高滤失”水泥浆非选择性封堵出水层和油层，堵水的同时油层被严重污染，往往造成产液量不可逆转的降低。固化时间短，从配制到挤注仅为9h，一旦施工出现意外，有可能造成油井报废，风险很大。

油井堵水，一旦堵水剂段塞封堵强度不足以承担地层静压力、负压作业带来的抽吸力和水流冲击力，被“反吐出”地层造成采油泵堵塞、工区处理废弃物激增等事故。因此堵剂配方设计首先要确保成胶后水泥或聚丙烯酰胺类冻胶的封堵强度，而副作用是成胶前堵水剂段塞的“固相、粘度和密度”被提高，如果施工前不对地层进行精细封隔，笼统注入往往造成油层污染，产液量明显下降。

为确保施工安全和质量，常规油井堵水技术由“找水和堵水”两类工艺实现，首先通过生产测井和地层评价解释来找到出水层，下入井下工具来封隔油层和出水层，泵注堵水剂封堵出水层。解堵、修井作业确保堵水施工发生意外时，不致损失过大。

然而，限于水平井特殊的井身结构，上述在直井成熟应用的技术在水平井应用上存在大量难题无法解决：仅适用于以套管或尾管完井或不易坍塌地层裸眼完井的水平井，对于其他类型完井的水平井，由于井筒与地层壁面没有隔挡，流体可以径向和横向流动，无法进行堵水施工；测井找水“作业周期长、技术难度高、成本难以承受”；无论是下封隔器还是下桥塞分隔出水层和油层，都不可能有效控制堵水剂在管外环空之间的进入和交互流动，油层污染难以避免；顶替液的粘度很难将“高粘度、高密度和高固相”堵水剂替入地层，残余在井筒、管外环空、油层的堵水剂会造成射孔段污染；常规堵水剂析水速度快，滤失量大，候凝阶段固相沉降，析出的水聚集在水平段上方并形成水带，无法封堵水平段上部出水层；当前的解堵、修井技术难以解除或修复附带污染，任何修井作业都将延长措施周期、导致费用激增、油气流动能力下降。

一方面是大量水平井恶性产水问题亟待解决，随着生产周期的延长而不断发展恶化，治理难度增加。另一方面是关键技术难题没有攻克：出水工艺存在争议、堵水剂放置位置不清、堵水剂对油层伤害严重、修复难度大、施工规模过小等。使得高温水平井出水治理效果乏善可陈，个别单井取得的成功经验亦难以在其他水平井推广和应用，目前普遍的观点是常规堵水技术可能导致诸多不良后果，在没有技术突破前，水平井堵水技术应谨慎使用。

当前水平井堵水技术的难点可以归结为找水、封层技术不能保证将“高粘度、高密度、高固相”的堵水剂准确放置到出水层，修井、解堵技术不足以解除污染。技术突破的关键在于研发具有足够封堵强度、有效期的智能自找水型堵水剂。

50年代酚醛树脂首先被应用于油井堵水领域，据报道，每消耗1t商品树脂堵水剂，可增产原油186t，经济效益显著。但存在的问题是：1、树脂预聚体遇“酸、碱、盐”敏感：在碱性条件下，预聚体性质稳定，不固化。而加入当前应用的固化剂，主要是氯化铵类强碱弱酸盐，柠檬酸、乙酸等弱酸，乙酸乙酯、丙二酸二乙酯、甘油磷酸酯等隐性酸(高元、赵修太等，高性能冻胶研究与微结构分析[J].科学技术与工程，2013,vol13(No12)：3251-3266)，室温立即产生粘性颗粒，反应温度低，反应速度快，进程无法控制。因此在现场应用前必须找水，并下封隔器对待处理层加以隔离，一般使用规模仅限于井底周围径向30cm以内，一旦发生误堵无法解堵。施工安全、井筒安全和油层安全都得不到保证，上世纪70年代后很少单独使用于堵水和调剖作业。2、酚醛树脂是苯环夹亚甲基结构，苯环密度过大，空间位阻大，链节旋转自由度小，受力容易破碎，抗水流冲击能力差。3、三聚氰胺甲醛树脂致密，耐冲击能力强，但缩聚分水，难以产生蹩压。

因此，提供一种在注入过程中不会成胶，在泵压差的作用下能高度选择性注入到恶性出水层、成胶强度高、高温有效期长的堵水剂成为了本领域亟待解决的问题。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种具有油藏保护能力的“智能找水”型高温水平井用堵水剂。该堵水剂不需要找水、堵水工艺的配合，笼统注入的施工条件下，能“智能找水”进入恶性水流通道，高温延缓缩聚，固化形成足够封堵强度的胶结体并可以在高温条件下长期有效。

为了实现上述技术目的，本发明提供了一种智能找水型高温水平井用堵水剂，以智能找水型高温水平井用堵水剂的总质量为100％计，智能找水型高温水平井用堵水剂的原料组成包括：1wt％-5wt％的液体树脂、0wt％-10wt％填充剂和余量的水，该智能找水型高温水平井用堵水剂各原料组成的质量百分比之和为100％；

其中，以液体树脂的总质量为100％计，液体树脂的原料组成包括：50wt％-60wt％的甲阶酚醛预聚体、10wt％-30wt％的三聚氰胺甲醛预聚体和20wt％-40wt％的高温分解型固化剂，液体树脂各原料组成的质量百分比之和为100％；

其中，以填充剂的总质量为100％计，填充剂的原料组成包括：50wt％-80wt％的白土和20wt％-50wt％的超细碳酸钙，填充剂各原料组成的质量百分比之和为100％。

根据本发明的具体实施方式，采用的液体树脂是满足调剖、堵水施工条件的酚醛胶粘剂，采用的填充剂用以填充地层大孔道的填料，对于地层孔道比较小的，只需液体树脂与地层形成胶结体即可，不需要添加填充剂。因此，在发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，填充剂可以根据施工泵压上升幅度选择是否添加。

在本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，采用的高温分解型固化剂是一种完全水溶的潜酸，低于分解温度时，水溶液pH值呈弱碱性；高于分解温度时，分解产生强酸。本发明采用的高温分解型固化剂低温下不与树脂预聚体(甲阶酚醛预聚体和三聚氰胺甲醛预聚体)反应，混合物呈物化性能稳定的粘稠、均相水溶液，pH值大于12，避光通风保存，室温储存期为2-3个月。

在本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，优选地，采用的高温分解型固化剂为具有如下结构的化合物：

其中，X为碳、磷、硫；

R为C1-C15的烷基、苯环基、醚基；

R’为C1-C15的醚基、偶氮基、酰肼基、氨基等。

在本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，优选地，采用的高温分解型固化剂包括乙酸乙酯、丙二酸二乙酯、5,5-二甲基-1,3-二氧磷杂环己烷磷酸盐、对甲基苯磺酰肼、对甲基苯磺酰胺基脲等中的至少一种。

在本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，采用的甲阶酚醛预聚体由苯酚、甲醛在氢氧化钠的作用下加成缩聚而成，为化学性质活跃的强碱性水溶液，pH值大于12，通风避光保存，室温储存期为1个月。其中，氢氧化钠作为助剂，其添加量本领域技术人员可以根据情况适量添加。

在本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，优选地，甲阶酚醛预聚体由苯酚、甲醛在氢氧化钠的作用下加成缩聚而成；更优选地，采用的甲阶酚醛预聚体的原料组成中的苯酚与甲醛的摩尔比为0.12-0.75：1；最优选地，苯酚与甲醛的摩尔比为0.2-0.4：1。

在本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，优选地，采用的甲阶酚醛预聚体的固含量为50％。

在本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，采用的三聚氰胺甲醛预聚体是由三聚氰胺与甲醛加成缩聚而成，为碱性无色或淡黄色溶液，pH值9，通风避光保存，室温储存期为6个月。

在本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，优选地，三聚氰胺甲醛预聚体是由三聚氰胺与甲醛加成缩聚而成；更优选地，采用的三聚氰胺甲醛预聚体的原料组成中的三聚氰胺与甲醛的摩尔比为0.25-0.75：1。

在本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，优选地，采用的三聚氰胺甲醛预聚体的固含量为50％。

根据本发明的具体实施方式，液体树脂通过将甲阶酚醛预聚体、三聚氰胺甲醛预聚体和高温分解型固化剂混合均匀即可得到。液体树脂在低于地层温度时，为性能稳定的“低粘度、低密度、无固相”水溶液；达到地层温度时，高温分解型固化剂“延缓分解”产生酸中和甲阶酚醛预聚体和三聚氰胺甲醛预聚体中的碱，酸性催化预聚体缩聚固化，形成“热固性、热惰性、强锁水”的凝胶。

在本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，优选地，采用的水为矿化度低于10000mg/L的油田回注水。

在本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂中，采用的填充剂为工业胶粘领域的填充剂。优选地，采用的填充剂还包括白粉煤灰、纳米石墨和碳黑等。对填充剂中采用的各物质比如白土、超细碳酸钙等没有特殊要求，采用胶粘领域常规的物质即可。

本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂根据常规地质、钻井和采油生产动态资料，设计堵水剂性能指标，通过施工前测定地层的吸液指数、校正参数和地层的匹配程度，确保堵水剂在智能选择、不污染油层的前提下，产生长期有效的封堵。通过设计堵水剂“智能找水、油层保护，高温封堵”的六组性能指标，使得堵水剂具有选择性高、成交强度高等优点。其中，堵水剂在配制、井筒、水平段和地层深部运移阶段，“智能找水和油层保护”性能指标参数四组，分别为堵剂段塞的粘度、密度、固相含量和延迟成胶能力；堵水剂“堵水”性能指标参数两组，分别为封堵强度和高温强度长期有效性。

本发明提供的高温水平井用堵水剂中，采用的液体树脂在成胶前为均相、无粘度的水溶液，地层的剪切、吸附和色谱分离不会使液体树脂的原料组成和浓度发生变化，不影响液体树脂的可固化能力；而且液体树脂在地层温度下延缓固化，堵水剂在井筒中的粘度很低(较长时间)，可用0.1wt％聚丙烯酰胺溶液将滞留在水平段井筒、油层、管外环空的堵水剂替入恶性出水地层，从而实现本发明堵水剂的“智能找水”。涉及“智能找水”性能指标的密度、粘度和固相含量，通过改变填充剂的组成、用量和配比实现。根据水平段钻井液的密度、固相含量和粘度，设定设计上限指标；根据采油生产动态、动液面变化，确定指标参数调整范围；根据地层吸收填充剂溶液的速度和泵压升高情况，校正堵水剂的性能指标，实现堵水剂智能注入到恶性出水层，且不造成油层的污染。

其中，堵水剂的密度是确保在高压强注的现场施工条件下，流动状态的堵水剂能够“欠平衡”通过水平井射孔井段，进入承压强度远低于油层的出水层。

其中，堵水剂的粘度是确保出水层吸收低粘堵水剂的速度远大于泵的注入排量，堵水剂被高压“全部”而非“优先”挤入出水层，不启动中低渗油层吸水。

其中，堵水剂的固相含量不足以在出水层产生沿程阻力，堵水剂段塞可以无障碍进入或通过出水层。

本发明提供的高温水平井用堵水剂中，涉及“智能找水、油层保护”性能指标的成胶速度，是通过改变液体树脂中酚醛预聚体、三聚氰胺醛预聚体和温控分解固化剂的组成、配比来实现的。其中，液体树脂成胶速度大于施工周期，可用较高粘度的聚丙烯酰胺溶液将滞留在水平段井筒、油层、管外环空的堵水剂全部替入出水层，避免因附带污染造成的油层油气流动能力降低。

本发明提供的高温水平井用堵水剂中，涉及“堵水”性能指标的高温封堵强度和封堵长期有效性，是通过改变液体树脂中甲阶酚醛预聚体和三聚氰胺甲醛预聚体的用量比例来实现的。

其中，高温封堵强度是指在恶性水流通道，堵水剂与地层形成封堵强度与水泥相当、耐水流冲刷的胶结体，能够承受启动高温油层所需压差、水流冲击力和近井地带负压作业对堵剂的抽吸力，恢复高温水平井“高压从石中挤油”所要求的均质度。

其中，堵水剂高温长期有效性，是指成胶后的堵水剂在高温高湿条件下，长期存放封堵强度、封堵率和耐冲刷性能保持恒定。

本发明还提供了上述智能找水型高温水平井用堵水剂的制备方法，具体包括以下步骤：

向水中加入液体树脂和填充剂，搅拌均匀，得到智能找水型高温水平井用堵水剂。

本发明的上述智能找水型高温水平井用堵水剂用于温度为80℃-300℃水平井的堵水。

本发明的上述智能找水型高温水平井用堵水剂用于水平井的堵水时，包括以下步骤：

回注水中加入液体树脂和填充剂，搅拌均匀后，单液法注入油层。

本发明的高温水平井用堵水剂具有智能找水和高温长期有效的优势，应用工艺更加安全、通用、高效和低成本。

具体而言，在智能找水方面的优点：液体树脂在成胶前为均相、无粘度水溶液，地层的剪切、吸附和色谱分离不会造成液体树脂原料组成和浓度变化，不影响树脂的可固化能力；液体树脂高温延缓固化，复配堵水剂在井筒中较长时间粘度很低，可用0.1wt％聚丙烯酰胺溶液将滞留在水平段井筒、油层、管外环空的堵水剂替入恶性出水地层，避免因附带污染造成的油气流动能力降低；堵水剂的封堵强度与液体树脂的用量成正比，而液体树脂浓度的升高不影响成胶前堵水剂的“粘度、固相含量或密度”；通过配方设计，能实现堵水剂的施工排量远低于出水层吸收堵剂的速度，不产生延程阻力，堵水剂不会在阻力的作用下转向污染油层，仅能被准确放置于出水层。

具体而言，在高温封堵强度方面的优点：提高液体树脂的用量可明显提高堵剂的封堵强度，泵压升高与提高段塞浓度有明显的对应关系；液体树脂固化后形成“热固性、热惰性”凝胶，在高温、高湿、高矿化度条件下，永久失去继续反应或形变的能力，封堵强度保持恒定；

具体而言，在施工工艺方面的优点：施工工艺简单，回注水中加入单一药剂，搅拌均匀后，单液法注入，易于控制封堵效果；不需“找水、堵水”工艺的配合，研发堵水剂能够按设计“自找水”进入出水层，施工周期和成本低于现有油井堵水工艺中单一一项工艺作业所需，显示出“高效、低成本”的特点；堵水剂普适通用于各种完井方式的水平井，砾石、精密筛网等完井方式不影响堵水剂的自找水能力，也不会造成堵水剂的滞留。

附图说明

图1为实施例中的多功能岩心驱替试验装置结构示意图。

主要附图符号说明

1平流泵 2六通阀 3第一活塞容器 4第二活塞容器 5高渗填砂管 6低渗填砂管 7量筒

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种甲阶酚醛预聚体，其是通过以下步骤制备得到的：

在装有温度计、回流冷凝管、磁力搅拌的500mL的三口烧瓶中加入15g氢氧化钠和60g苯酚，不断搅拌加入140g质量分数为33％-37％的甲醛水溶液；

45℃-95℃反应4h，得到甲阶酚醛预聚体溶液；

将本实施例的甲阶酚醛预聚体溶液冷却置于冰箱保存。FTIR,V/cm^-1：3362，1478(特征峰)，1054(V_CH2-O-CH2)，751(V_C-CH2邻)，879(V_C-CH2对)。

实施例2

本实施例提供了一种三聚氰胺甲醛预聚体，其是通过以下步骤制备得到的：

在装有温度计、回流冷凝管、磁力搅拌的250mL三口烧瓶中加入60g甲醛，用氢氧化钠稀溶液调pH值弱碱性，加入26g三聚氰胺，搅拌下用水浴加热，待三聚氰胺完全溶解后，升温至50℃-80℃，用稀盐酸和洗碱液调节pH值，反应2-4小时，得到三聚氰胺甲醛预聚体溶液。

将本实施例的上述三聚氰胺甲醛预聚体溶液室温储存。FTIR,V/cm^-1：1560,1450(V_C＝N)，1050(V_C-O-C羟甲基醚化)，1010(羟甲基特征峰)。

实施例3

本实施例提供了一种高温分解型固化剂，其是通过以下步骤制备得到的：

在装有温度计、回流冷凝管、磁力搅拌、尾气吸收装置的250mL四口烧瓶中加入25g新戊二醇和70ml氯仿，室温缓慢滴加30mL三氯氧磷，2h滴加完毕，将反应温度逐渐升至65℃，反应5h，直至无HCl气体放出，将氯仿及过量的三氯氧磷蒸出，得到白色固体，即中间体5,5-二甲基-1,3-二氧磷杂环己烷磷酰氯，产率83.5％。

三口烧瓶中加入氯仿和中间体，室温滴加水，反应温度控制在50℃，至反应温度不随水的加入而发生变化，表明水解反应充分完成，分出氯仿，水相用氢氧化钠中和，减压蒸馏得到白色固体，即得产物5,5-二甲基-1,3-二氧磷杂环己烷磷酸钠。

本实施例的5,5-二甲基-1,3-二氧磷杂环己烷磷酸钠的FTIR(KBR),V/cm^-1：3678(V_-OH)，2964,2877(V_-CH3)，1054，730(V_CH2)，1299(V_P＝O)，1064(Vp-o-c)。

实施例4

本实施例提供了一种高温分解型固化剂，其是通过以下步骤制备得到的：

在装有温度计、回流冷凝管、磁力搅拌、尾气吸收装置的500mL四口烧瓶中加入35g季戊四醇和200mL的1,4-二氧六环，室温缓慢滴加76g三氯氧磷，2h滴加完毕，将反应温度逐渐升至65℃，反应8h，直至无HCl气体放出。静止冷却到室温，滴加水，反应温度控制在50℃，至反应温度不随水的加入而发生变化，表明水解反应充分完成，用氢氧化钠中和，减压蒸馏得到白色固体。

FTIR(KBR)，V/cm^-1：3390(V_-OH)，2963(V_CH2)，1299(V_P＝O)，1151，1081(Vp-o-c)，851(双环骨架)。

实施例5

本实施例提供了一种适用于高温油井堵水的液体树脂，其是通过以下步骤制备得到的：

将质量分数为30％的实施例3的高温分解型固化剂直接加入到60％的实施例1的甲阶酚醛预聚体、10％实施例2的三聚氰胺甲醛预聚体中，搅拌均匀后形成均相水溶液。本实施例的液态树脂的基本理化指标如表1所示，室温避光储存。

表1

项目	指标
		外观	琥珀色至红褐色透明液体
粘度，mpas	4-5(20℃)
		pH值	＞12
固含/％	20-40
		游离酚/％	2.5
聚合度	2-10
		zeta电位/mv	-40
水溶液流体力学半径，nm	5.0-21.5
		储存期	2-3个月

实施例6

本实施例提供了一种高温水平井堵水矿场实验：

楚28-平1井位于华北油田饶阳凹陷中南部留楚构造带，原始地层压力26.84MPa，地层温度110℃，边底水油藏，无水开发。射孔段98米，砂层孔隙度介于17-20％，渗透率介于33×10^-3um²-92×10^-3um²，其中Ed2 20小层射孔段71米，渗透率是其他两层的数倍。

2004年8月13日投产，日产液27.9t，日产油23.6t，含水15.3％，动液面347m。2015年9月17日施工前日产液30.1t，日产油1.4t，含水95％，采油泵下至水平段，动液面1210m。

参考油层段钻井液性能：密度1.22-1.24g/cm³，马氏漏斗粘度45-50s，固相含量10wt％-15wt％，设计堵水剂配方：2wt％-5wt％液体树脂(实施例5)、3wt％填充剂(50wt％白土+50wt％超细碳酸钙)，余量为楚一联回注污水。

堵水剂性能指标：密度1.1-1.15g/cm³，粘度＜20s(马氏漏斗)，固相含量＜10％，高温成胶时间控制在10h-15h，110℃固化液体树脂的封堵强度和耐冲刷能力见表3，高温长期有效性见实施例12，施工前测吸水指数：泵压恒定7MPa，排量2.1m³/min，同排量转注40m³10％填充剂溶液，泵压未起。

施工共注堵水剂300m³，用20m³的0.1wt％聚丙烯酰胺溶液顶替，泵注压力从7MPa升高到15MPa，关井候凝3天。施工没有造成日产液量的变化，在堵水后的七个月，日产油2-4t，含水86％-92％，达到降水增油的目的。

实施例7

本实施例提供了一种并联高温填砂管评价堵水剂准确注入实验，具体步骤如下：

高渗填砂管5由粒径40-70目石英砂填充；

低渗填砂管6填充物料为：粒径200目石英砂，加入1wt％-5wt％粘土混匀，掺入3wt％的环氧树脂/乙二胺混合物作胶结剂，在8-16MPa的压力下压实，在90℃固化干燥16h后使用；

装填压实、抽真空饱和，堵前渗透率评价方法见SY/T5345-2007，岩石中两相流体相对渗透率测定方法。用内径Φ为1mm的管线将水饱和的两根填砂管并联接入图1所示的多功能岩心驱替试验装置；

将堵水剂A：2wt％的液体树脂(实施例5)，余量为水，混合均匀后装入第二活塞容器4中。加热高渗填砂管5和低渗填砂管6至110℃恒温30min，六通阀2接通第二活塞容器4至并联填砂管的通路，按1.1mL/min排量将堵水剂驱替进入高渗填砂管5。实验过程，低渗填砂管6中没有液体滴出，高渗填砂管5末端滴出液从无色转变为紫红色，填砂管两端压力没有变化，六通阀2关闭活塞容器至填砂管通路，密封并联的填砂管，恒温110℃候凝24小时后开始驱替，六通阀2连接装有污水的第一塞容器3和并联填砂管，按排量1.1ml/min同时驱替高渗填砂管5和低渗填砂管6，当出口端出现第一滴液体时，量筒7用来计量滴出液的体积，记录突破压力和填砂管两端压差变化，并分别计算相应渗透率。

装入驱替设备。110℃恒温30min后，排量1.1ml/min分别测定高渗填砂管和低渗填砂管的渗透率。

岩芯封堵率E_W按下式计算：

E_W＝(K₀-K₁)/K₀

式中，E_W为岩芯封堵率，％；K₀为堵前渗透率，mD；K₁为堵后渗透率，mD。

排量为1.1mL/min堵水剂被泵送准确进入高渗填砂管5，低渗填砂管6未进液。高温固化封堵高渗填砂管，结果见表2。

实施例8

本实施例提供了一种并联高温填砂管评价堵水剂大排量准确注入实验，具体步骤如下：

油井堵水施工往往采取高压大排量泵注，将堵水剂的泵注排量从1.1mL/min升高到9.9mL/min(室内柱塞泵极限排量)，其他实验方法和堵水剂同实施例7。

实验过程未观察到低渗填砂管有液体滴出。密封两根填砂管，在110℃候凝24小时后开始驱替，六通阀连接第一活塞容器和并联填砂管，按排量1.1mL/min分别测定高渗填砂管和低渗填砂管的渗透率。高、低渗填砂管渗透率及堵水率同表2。

表2

参数	高渗填砂管	低渗填砂管
			长度/cm	19.5	19.5
直径/cm	2.5	2.5
			孔隙体积/mL	36.3	31.2
堵前渗透率/μm2	1.5	0.94
			堵后渗透率/μm2	0.0047	0.9
堵水率/％	99	1

由表2所示的选择性注入实验可以看出：9.9mL/min排量泵注，堵水剂选择性进入渗透率较高的高渗填砂管，而没有污染低渗填砂管，表明本发明提供堵水剂对渗透率差异地层具有高度的选择性。

实施例9

本实施例提供了一种单管评价不同浓度液体树脂的封堵强度和耐冲刷性的实验，具体步骤如下：

高渗填砂管由粒径40-70目石英砂填充，孔隙体积36.3mL，堵前渗透率为1.5um²，压实、抽真空饱和和堵前渗透率评价方法见SY/T5345-2007，用内径Φ为1mm的管线将水饱和的高渗填砂管连接图1所示的多功能岩心驱替试验装置。六通阀接通高渗填砂管与装有液体树脂的第二活塞容器的通路，平流泵1将堵水剂挤入填砂管中，密闭高温固化后进行驱替实验，其他实验方法同实施例7。

堵水剂A：2wt％的液体树脂(同实施例5)，余量为楚一联污水。将填充有堵水剂A的高渗填砂管在110℃，排量1.1mL/min进行驱替，当出口端出现第一滴液体时记录突破压力，继续水驱至2PV，记录液相渗透率K₁。依次提高排量至9.9mL/min(泵的极限)，每个排量下各冲刷2PV，再将排量降低至1.1ml/min，冲刷2PV，记录与排量相对应的填砂管两端压差，并计算相应的液相渗透率Kn(n＝2-10)。比较经过冲刷堵后填砂管液相渗透率的变化，实验结果见表3。

实施例10

本实施例提供了一种单管评价高温堵水剂封堵强度和耐冲刷性的实验，具体步骤如下：

堵水剂B：4wt％的液体树脂(同实施例5)，余量为楚一联污水。填砂管由40-70目石英砂填充，其他实验方法同实施例9，实验结果见表3。

实施例11

本实施例提供了一种单管评价高温堵水剂封堵强度和耐冲刷性的实验

堵水剂C：6wt％的液体树脂(同实施例5)，余量为楚一联污水。填砂管由40-70目石英砂填充，其他实验方法同实施例9，实验结果见表3。

表3

实施例12

本实施例提供了一种堵水剂的高温长期老化实验，具体步骤如下：

将堵水剂A密封放置于厚壁瓶中，110℃候凝两天后，加入楚一联污水，持续高温老化一年。老化前后凝胶无明显形变，力学指标变化不大。实验过程没有观察到盐水侵蚀，凝胶体没有出现脱水、质量减少、发硬等现象，说明固化后的树脂稳定性良好。

实施例13

本实施例提供了一种堵水剂的高温堵水剂延缓成胶实验，具体步骤如下：

堵水剂D：2wt％甲阶酚醛预聚体，0.5wt％三聚氰胺甲醛预聚体，0.8wt％高温分解型固化剂，余量的水。80℃放置48h，堵水剂为紫红色透明溶液，弹性模量、粘度等力学指标变化很低。110℃放置8h流变性仍比较低，放置12h，逐渐过渡为乳白色浑浊可动凝胶，溶液粘度、弹性模量、损耗模量快速升高。继续高温放置，24h后形成倒置不流的刚性凝胶。

实施例14

本实施例提供了一种低温堵水剂延缓成胶实验，具体步骤如下：

堵水剂E：2wt％甲阶酚醛预聚体，0.5wt％三聚氰胺甲醛预聚体，1wt％低温分解型固化剂，余量的水。50℃放置48h，堵水剂为紫红色透明溶液，弹性模量、粘度等力学指标变化很低。70℃放置24h流变性仍比较低，放置48h，逐渐过渡为乳白色浑浊可动凝胶，溶液粘度、弹性模量、损耗模量快速升高。继续高温放置，72h后形成倒置不流的刚性凝胶。

以上实施例说明，本发明的智能找水型高温水平井用堵水剂，制备方法简单，使用工艺简便，对油藏、井筒和环空附带污染小，成胶强度高、选择性高，具有“通用、高效、低成本、安全”的优点。

Claims (10)

1.一种智能找水型高温水平井用堵水剂，其特征在于，以该智能找水型高温水平井用堵水剂的总质量为100％计，该智能找水型高温水平井用堵水剂的原料组成包括：1wt％-5wt％的液体树脂、0wt％-10wt％填充剂和余量的水，该智能找水型高温水平井用堵水剂各原料组成的质量百分比之和为100％；

其中，以所述液体树脂的总质量为100％计，所述液体树脂的原料组成包括：50％-60％的甲阶酚醛预聚体、10wt％-30wt％的三聚氰胺甲醛预聚体和20wt％-40wt％的高温分解型固化剂，所述液体树脂各原料组成的质量百分比之和为100％；

其中，以所述填充剂的总质量为100％计，所述填充剂的原料组成包括：50wt％-80wt％的白土和20wt％-50wt％的超细碳酸钙，所述填充剂各原料组成的质量百分比之和为100％。

2.根据权利要求1所述的智能找水型高温水平井用堵水剂，其特征在于，所述高温分解型固化剂为具有以下结构的化合物：

其中，X为碳、磷、硫；

R为C1-C15的烷基、苯环基、醚基；

R’为C1-C15的醚基、偶氮基、酰肼基、氨基。

3.根据权利要求1或2所述的智能找水型高温水平井用堵水剂，其特征在于，所述高温分解型固化剂包括乙酸乙酯、丙二酸二乙酯、5,5-二甲基-1,3-二氧磷杂环己烷磷酸盐、对甲基苯磺酰肼、对甲基苯磺酰胺基脲中的至少一种。

4.根据权利要求1所述的智能找水型高温水平井用堵水剂，其特征在于，所述甲阶酚醛预聚体由苯酚、甲醛在氢氧化钠的作用下加成缩聚而成；优选地，甲阶酚醛预聚体的原料组成中的苯酚与甲醛的摩尔比为0.12-0.75：1。

5.根据权利要求4所述的智能找水型高温水平井用堵水剂，其特征在于，苯酚与甲醛的摩尔比为0.2-0.4：1。

6.根据权利要求1所述的智能找水型高温水平井用堵水剂，其特征在于，所述甲阶酚醛预聚体的固含量为50％。

7.根据权利要求1所述的智能找水型高温水平井用堵水剂，其特征在于，所述三聚氰胺甲醛预聚体是由三聚氰胺与甲醛加成缩聚而成；优选地，三聚氰胺甲醛预聚体的原料组成中的三聚氰胺与甲醛的摩尔比为0.25-0.75：1；

更优选地，所述三聚氰胺甲醛预聚体的固含量为50％。

8.根据权利要求1所述的智能找水型高温水平井用堵水剂，其特征在于，所述水为矿化度低于10000mg/L的油田回注水。

9.根据权利要求1所述的智能找水型高温水平井用堵水剂，其特征在于，所述填充剂还包括粉煤灰、纳米石墨、碳黑。

10.权利要求1-9任一项所述的智能找水型高温水平井用堵水剂的应用，其特征在于，该智能找水型高温水平井用堵水剂用于温度为80℃-300℃水平井的堵水中。