CN114198052A - 一种提高海洋天然气水合物地层固井二界面胶结强度的方法 - Google Patents

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CN114198052A CN202111311072.4A CN202111311072A CN114198052A CN 114198052 A CN114198052 A CN 114198052A CN 202111311072 A CN202111311072 A CN 202111311072A CN 114198052 A CN114198052 A CN 114198052A
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王成文
文泉涌
薛毓铖
王子振
陈泽华
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Abstract

本发明公开了一种提高海洋天然气水合物地层固井二界面胶结强度的方法。本发明所提供的方法包括如下步骤：(1)将地层预处理液注入地层与套管之间的环空内；(2)将粘结液注入地层与套管之间的环空内；(3)将水泥浆注入地层与套管之间的环空内。本发明的方法首先对地层溶蚀形成众多细微孔喉，让后期粘结液容易渗透和吸附在地层表面上，在地层‑水泥环界面形成一种有效的微机械锁结作用，显著提高了固井二界面胶结强度，其中地层预处理液还能有效抑制水合物在地层溶蚀以及固井水泥水化放热过程中的分解，保障施工的顺利进行，粘结液与钻井液和水泥浆相容性好，且各项指标完全可以满足现场固井的要求，为海洋水合物固井提供技术保障。

Description

一种提高海洋天然气水合物地层固井二界面胶结强度的方法
技术领域
本发明涉及油气田钻井固井技术领域，尤其涉及一种提高海洋天然气水合物地层固井二界面胶结强度的方法。
背景技术
全球57.48％的能源供应来自石油和天然气。随着常规石油和天然气资源储量的减少和开采难度的增加，海床和多年冻土区的石油和天然气资源对开发商更具吸引力。海底储层的天然气在向上运移过程中遇到低温高压环境时，很容易与水结合形成天然气水合物地层。
固井作业是必不可少的作业，是保证油气井长期可靠生产的关键过程。但对于我国海洋天然气水合物地层而言，储层主要为粉砂、泥质粉砂等细粒沉积物，松软且固结弱，难与水泥石形成有效的胶结，这会导致二界面产生微环空，井筒密封失效，破坏水泥环整体的封隔性能，严重影响了水合物地层固井质量。
目前，解决海洋水合物地层固井质量问题的研究主要集中在水泥浆体系的研发上，性能优异的水泥浆体系在一定程度上解决了浅层水泥浆漏失、浅层水流动和深水环境下水泥早期强度低的问题。但是，由于水合物地层与水泥环界面胶结薄弱造成的固井封固不完整性问题至今还没有得到解决。
“MTA方法固井二界面整体固化胶结实验”(顾军等，石油勘探与开发，2010/4)一文中提出了基于泥饼仿地成凝饼(简称MTA)的科学构想，实现了MTA方法固井二界面整体固化胶结。“一种提高水泥-地层界面胶结强度和分区隔离的新型预冲洗剂”(顾军等，石油科学与工程杂志，2020/8)一文基于泥饼固化理念，研发了一种新型冲洗液(KV-IIA和KV-IIB)。KV-IIA溶液含有16％中氯化钙和1％烷基聚葡萄糖苷；KV-IIB溶液含有1％烷基聚葡萄糖苷、12％氢氧化钠、15％硅酸钠以及水。利用KV-II溶液将地层-水泥界面的水基滤饼转化为胶凝材料来提升水泥-地层界面的胶结质量。“偏高岭土基地质聚合物作为泥饼固化剂提高油井水泥-地层界面胶结强度”(步玉环等，Royal Open Science Society，2020/1)一文采用偏高岭土基聚合物作为泥饼固化剂，偏高岭土与活化剂的反应在泥饼基体中形成交联结构，增强了松散膨润土颗粒的连接，使剪切粘合强度和水力粘合强度显着提高。上述三种基于泥饼固化的方法有效解决了陆地常规井出现的固井二界面胶结薄弱问题，这种泥饼固化思路把解决固井质量问题的方法由水泥环扩展到了界面上。虽然这种思路提高了常规地层的固井质量，但由于海洋水合物地层属于弱胶结地层且比陆地常规地层松软的多，对水泥环的支撑作用非常弱，泥饼固化之后，其有限的厚度对固井质量的提升微乎其微，所以仅仅依靠泥饼的固化是不能够彻底解决海洋水合物地层固井质量问题。
“纳米颗粒在增强井筒水泥-地层胶结中的应用”(顾军等，油气科学与技术，2020/7)一文中评估了含有平均粒径为20±5nm的纳米SiO2和纳米TiO2颗粒的油井水泥浆的井筒剪切粘结强度。研究结果表明，纳米颗粒显着提高了剪切粘合强度，纳米SiO2和纳米TiO2颗粒可以改变硬化水泥的微观结构，使水泥结构更加致密，并且由于有效的火山灰活性，与纳米TiO2相比，纳米SiO2提供了更高的剪切粘合强度。但该方法仅仅只是从水泥浆体系的角度出发，并没有扩展到地层内部和界面强化上，局限性较大，不能较好地解决海洋水合物弱胶结地层固井质量问题。
公开号为CN107446560A的中国专利公开了一种应用于深水弱胶结地层的固井–地层固化一体液，该矿渣–树脂基混合固化液主要由矿渣、树脂、空心玻璃微珠、氢氧化钠、水以及硅烷偶联剂构成。该一体液即可固化环空也能同时固化地层，能提高固井环空固结物与固化地层的有效“联结”，从而改善深水弱胶结地层二界面胶结质量，这为提高我国海洋天然气水合物地层二界面胶结强度提供了新的思路，但水合物地层渗透率极低，固化一体液难以渗透进入地层进行固化，并且对施工工艺的要求比较高，这些缺点限制了该方法在水合物地层固井方面的应用。
虽然以上这些方法能够解决部分固井难题，但仍然存在一些弊端，如在水泥浆中加入纳米材料仅仅只是从水泥浆体系出发，没扩展到界面的强化上，无法从根本上解决水合物弱胶结地层的固井质量问题。泥饼固化方法虽然对解决固井质量问题由水泥环扩展到了界面上，但由于水合物地层比常规地层松软的多，对水泥环的支撑作用非常弱，泥饼固化之后，其有限的厚度对固井质量的提升微乎其微，所以仅仅依靠泥饼的固化也是不能够彻底解决水合物地层固井质量问题。地层环空固化一体液虽然能一定程度上提升弱胶结地层二界面胶结质量，但水合物地层渗透率极低，固化一体液难以渗透进入地层进行固化，并且对施工工艺的要求比较高，这些缺点仍然限制了该方法在水合物地层固井方面的应用。目前关于海洋天然气水合物地层界面胶结强化的方法鲜有报道，现存的这些方法也都存在一定的弊端，研发出一种优良的能提升水合物地层界面胶结强度的方法是水合物固井作业中亟待解决的关键问题。
发明内容
本发明提出了一种提高海洋天然气水合物地层固井二界面胶结强度的方法，以改善海洋天然气水合物地层固井质量为目的，为提高海洋天然气水合物的长效开采开辟了一条新途径。
天然气水合物广泛存在于深水浅部地层，由于该种地层松软且固结弱，难与水泥石形成有效的胶结，要实现水合物地层安全建井的目标，保证水泥环整体封隔性能，需要对天然气水合物地层界面胶结强化方法进行深入研究。因此，本发明将水合物层的固井理论进行扩展创新，研发出一套完善的海洋天然气水合物地层界面胶结强化方法。
本发明所述的一种提高海洋天然气水合物地层固井二界面胶结强度的方法，具体过程如下：
(1)调研海洋水合物目的层物性参数、粒度分布特征以及矿物组成，并以此为根据制备出与海洋天然气水合物目的层力学性能相同的模拟地层；
(2)结合现场固井作业套管防腐蚀要求以及防止水合物分解，使用地层预处理液对地层进行溶蚀处理；
(3)将粘结液注入地层与套管之间的环空内，按标准GB/T 19139-2012“油井水泥试验方法”制备固井水泥浆，将水泥浆注入到模具中进行固井胶结性能实验，在15℃养护一段时间后测出二界面胶结强度。
进一步的，步骤(1)所述的地层物性参数包括孔隙度、单轴抗压强度、渗透率以及水合物饱和度；所述的矿物组成包括石英砂、方解石和伊利石；所述的粒径分布在8～16μm；所述的模拟地层抗压强度为1.39～2.61MPa、孔隙度为30～39％。
进一步的，步骤(2)所述的地层预处理液为水、酸、缓蚀剂以及水合物抑制剂这四种组分复配而成，四种组分相互间的质量比为1:0.03～0.07:0.001～0.01:0.005～0.012；所述的水合物抑制剂为卵磷脂、乙二醇和甲醇中的一种；所述的酸为盐酸；所述的缓蚀剂为咪唑啉类缓蚀剂；所述的水为淡水、海水和矿化度水中的一种。
进一步的，步骤(3)所述的粘结液为水、超铺展剂、水性环氧树脂溶液以及水性环氧固化剂这四种组分复配而成，四种组分相互间的质量比为1:0.005～0.012:0.002～
0.011:0.025～0.1375；所述的水性环氧树脂溶液为改性双酚A型环氧树脂乳液，该改性双酚A型环氧树脂乳液各组分配比范围如下，用量以质量百分数表示：环氧树脂25～30％、聚乙二醇15～20％、甲基丙烯酸缩水甘油酯2～6％、丙烯酸丁脂1～5％、甲基丙烯酸0.1～2.0％、丙二醇甲醚0.1～3.0％、过氧化苯甲酰1.5～2.5％，其余为去离子水；所述的水性环氧树脂溶液为改性双酚A型环氧树脂乳液，其制备过程为：按配比将双酚A型环氧树脂和聚乙二醇加入到装有搅拌加热装置的三口烧瓶中，从90～100℃开始搅拌持续升温至190℃～220℃并保持恒温4～8小时，4～8小时后取2～4g样品检测环氧值,当环氧树脂的环氧值降低到初始值的45％～50％时停止加热，降低反应瓶中的反应温度至115℃～125℃,这时按配比加入丙二醇甲醚，持续保持温度在115℃～125℃，再按配比称取丙烯酸丁酯、甲基丙烯酸缩水甘油酯、甲基丙烯酸、过氧化叔丁酯或过氧化苯甲酰或偶氮二异丁腈混合均匀，在115℃～125℃温度下向三口瓶中均匀滴加丙烯酸丁酯、甲基丙烯酸缩水甘油酯、甲基丙烯酸、过氧化叔丁酯或过氧化苯甲酰或偶氮二异丁腈的混合物,在2～2.5小时内滴加完毕，然后降低三口瓶中的温度至75℃～80℃，在恒温下按配比缓慢滴加去离子水，将自乳化水性环氧树脂固含量调整至60±2％，此时便得到自乳化水性环氧树脂，该水性环氧树脂乳液具有较好的低温水溶解性能和低温固化性能。该水性环氧树脂乳液为一种乳白色液体，通过盐酸丙酮法测得环氧当量为220～240，密度介于1.09～1.21g/cm3。
进一步的,所述的水性环氧固化剂为聚酰胺与环氧树脂和聚醚多元醇缩水甘油醚按照重量比为0.6～1.0:0.3～0.8:0.5～1.0组成的混合体，为一种淡黄色均匀流体，固体含量45±2％，pH＝8～11，粒径≤1.5μm，抗冻能力≧-10℃；所述的水为淡水、海水和矿化度水中的一种；所述的超铺展剂为三硅氧烷类表面活性剂。
进一步的，步骤(3)所述的固井水泥浆包括如下质量份的组分，或由如下质量份的组分组成：油井水泥100份，降失水剂0.6～1.2份，减阻剂0.40～0.85份，复合早强剂2.0～5.5份，消泡剂0.2～0.6份，水44～60份；所述的油井水泥可以是API油井G级水泥、油井A级水泥、油井C级水泥中的一种；所述的降失水剂为醋酸乙烯酯-乙烯交联类降失水剂、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)聚合类降失水剂中的的一种或两种混合；所述的减阻剂为磺化甲醛-丙酮缩聚物减阻剂、聚萘磺酸盐减阻剂中的一种；所述的复合早强剂为KCl、Na2SO4、LiOH、Ca(NO2)2这四种组分复配而成，四种组分相互间的组成比例为1:0.43～0.72:0.26～0.55:0.15～0.36；所述的消泡剂为硅醚共聚类、聚醚类、有机硅氧烷消泡剂中的一种；所述的水是淡水、海水和矿化度水中的一种。
进一步的，步骤(2)所述的地层预处理液与地层的接触时间为180s～420s，优选210～300s。
进一步的，步骤(3)所述的粘结液与地层的接触时间为180s～420s，优选210～300s。
该发明能够显著提高海洋天然气水合物地层与水泥环界面固井胶结强度，并且与现有的技术相比，本发明具有以下优点：
(1)目前常规的提高固井二界面胶结强度的方法侧重点都在泥饼固化以及水泥浆体系的优化上，但这些方法并不适用于海洋水合物弱胶结地层。由于海洋水合物目的层含有大量的可酸化物质碳酸钙，故可利用酸性地层预处理液对井壁进行溶蚀，根据微机械锁结理论，井壁溶蚀后产生的大量凹穴有利于粘结液紧密吸附在地层表面，增大水泥环-地层之间的机械嵌合力，提高水泥环-地层界面之间的胶结力；另一方面溶蚀能提高近井壁地层的渗透率，有助于粘结液渗透进近井壁地层，利于近井壁地层的固化，改善弱胶结地层由于地层强度低而导致的二界面胶结质量薄弱的问题；
(2)本发明创造性地将微机械锁结理论运用到固井二界面领域中，在既不改性钻井液也不改变水泥浆的条件下即可实现二界面的胶结强化，显著提高了固井二界面胶结质量与强度，满足深水水合物地层固井二界面胶结质量的需求，即使在深水低温高压环境下，本发明的方法仍然具有良好的防气窜功能和层间封隔能力；常规的固井工艺技术无法有效适应深水水合物地层复杂的地质条件，不能有效地解决固井二界面胶结薄弱的问题，因此本发明将固井工艺技术和地层酸化技术相结合，在注入固井水泥浆之前先对水合物地层进行酸蚀处理，再注入粘结液进一步处理地层，通过微机械锁结原理来有效地提高固井二界面胶结强度，地层预处理液和粘结液与水泥浆钻井液具有良好的相容性，因此本发明的方法对提高我国海洋水合物勘探开发效果及其采收率无疑具有巨大的经济效益和广阔的应用前景。
附图说明
图1是15℃养护3天后实施例与对比例二界面胶结强度对比图，图2是15℃养护7天后实施例与对比例二界面胶结强度对比图。根据对比图可知，地层经过溶蚀后的二界面胶结强度都要远高于地层未经过溶蚀的二界面胶结强度，说明本发明具有较好的应用效果。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清晰明了，下面结合附图、实施例以及对比例对本发明进行进一步的阐述，应该说明的是，下述说明仅是为了解释本发明，并不对其内容进行限定。
具体实验过程如下：
(1)调研海洋水合物目的层物性参数、粒度分布特征以及矿物组成，并以此为根据制备出与海洋天然气水合物目的层力学性能相同的模拟地层；
(2)结合现场固井作业套管防腐蚀要求以及防止水合物分解，使用地层预处理液对地层进行溶蚀处理；
(3)将粘结液注入地层与套管之间的环空内，按标准GB/T 19139-2012“油井水泥试验方法”制备固井水泥浆，将水泥浆注入到模具中进行固井胶结性能实验，在15℃养护一段时间后测出二界面胶结强度。
以下实施例和对比例中所用的原料来源及型号具体如下：
水性环氧树脂乳液：中国石油大学(华东)实验室自制，型号为AER-12，是一种改性双酚A型环氧树脂乳液，环氧当量为220～240，密度介于1.09～1.21g/cm3，pH＝3～7，固体含量60±2％。
水性环氧固化剂：中国石油大学(华东)实验室自制，型号为ACA-23，是一种环氧-胺加成物分散体，粒径≤1.5μm，pH值为8～11，固体含量45±2％。
超铺展剂：购自海安石油化工厂,为一种三硅氧烷类表面活性剂，型号为FA-36。
缓蚀剂：采用咪唑啉类缓蚀剂，购自临沂恒康环保科技有限公司，型号为SX615，密度介于1.18～1.25g/cm3。
酸：采用盐酸(分析纯)，购自国药集团化学试剂有限公司。
水合物抑制剂：采用卵磷脂(分析纯)，购自上海麦克林生化科技有限公司。
消泡剂：购自成都欧美克石油科技有限公司，型号为DF-E，是一种聚醚-有机硅氧烷复合类消泡剂。
降失水剂：购自成都欧美克石油科技有限公司，型号为QS-12S，是一种聚醚-有机硅氧烷复合类消泡剂。
减阻剂：购自河南卫辉化工有限公司，型号为USZ，是一种磺化甲醛-丙酮缩聚物减阻剂。
复合早强剂：购自成都欧美克石油科技有限公司，型号为OS-A。
油井水泥：一种G级油井水泥，购自潍坊胜潍特种水泥有限公司。
钻井液：4％膨润土基浆。
实施例1
本实施例所配置的地层预处理液由以下质量份的原料组分制备而成：水100份；盐酸5份；咪唑啉类缓蚀剂0.5份；水合物抑制剂0.8份。对地层溶蚀后直接注入水泥浆进行固井胶结性能实验。
实施例2
本实施例所配置的地层预处理液由以下质量份的原料组分制备而成：水100份；盐酸5份；咪唑啉类缓蚀剂0.5份；水合物抑制剂0.8份。对地层溶蚀后注入由以下质量份的原料组分制备而成的粘结液：水100份；水性环氧树脂乳液2份；水性环氧固化剂2.6份；超铺展剂0.6份；再注入水泥浆进行固井胶结性能实验。
实施例3
本实施例所配置的地层预处理液由以下质量份的原料组分制备而成：水100份；盐酸5份；咪唑啉类缓蚀剂0.5份；水合物抑制剂0.8份。对地层溶蚀后注入由以下质量份的原料组分制备而成的粘结液：水100份；水性环氧树脂乳液4份；水性环氧固化剂5份；超铺展剂0.6份；再注入水泥浆进行固井胶结性能实验。
实施例4
本实施例所配置的地层预处理液由以下质量份的原料组分制备而成：水100份；盐酸5份；咪唑啉类缓蚀剂0.5份；水合物抑制剂0.8份。对地层溶蚀后注入由以下质量份的原料组分制备而成的粘结液：水100份；水性环氧树脂乳液6份；水性环氧固化剂7.5份；超铺展剂0.8份；再注入水泥浆进行固井胶结性能实验。
实施例5
本实施例所配置的地层预处理液由以下质量份的原料组分制备而成：水100份；盐酸5份；咪唑啉类缓蚀剂0.5份；水合物抑制剂0.8份。对地层溶蚀后注入由以下质量份的原料组分制备而成的粘结液：水100份；水性环氧树脂乳液8份；水性环氧固化剂10份；超铺展剂0.8份；再注入水泥浆进行固井胶结性能实验。
实施例6
本实施例所配置的地层预处理液由以下质量份的原料组分制备而成：水100份；盐酸5份；咪唑啉类缓蚀剂0.5份；水合物抑制剂0.8份。对地层溶蚀后注入由以下质量份的原料组分制备而成的粘结液：水100份；水性环氧树脂乳液11份；水性环氧固化剂13份；超铺展剂1份；再注入水泥浆进行固井胶结性能实验。
对比例1
按照实施例1相同的配方和步骤进行固井胶结性能实验，所不同之处在于：不对地层进行溶蚀。
对比例2
按照实施例2相同的配方和步骤进行固井胶结性能实验，所不同之处在于：不对地层进行溶蚀。
对比例3
按照实施例3相同的配方和步骤进行固井胶结性能实验，所不同之处在于：不对地层进行溶蚀。
对比例4
按照实施例4相同的配方和步骤进行固井胶结性能实验，所不同之处在于：不对地层进行溶蚀。
对比例5
按照实施例5相同的配方和步骤进行固井胶结性能实验，所不同之处在于：不对地层进行溶蚀。
对比例6
按照实施例6相同的配方和步骤进行固井胶结性能实验，所不同之处在于：不对地层进行溶蚀。
试验例1：胶结强度实验
以实施例1-6以及对比例1-6为测试对象，按标准GB/T 19139-2012“油井水泥试验方法”制备浆体，15℃下分别养护3天、7天后使用万能试验机测量二界面剪切胶结强度。
实验结果见表1和表2。
表1 15℃分别养护3天、7天后地层未溶蚀情况下二界面胶结强度对比
Figure BDA0003341809940000071
表2 15℃分别养护3天、7天后地层溶蚀情况下二界面胶结强度对比
Figure BDA0003341809940000072
根据表1可知，在地层未溶蚀情况下，随着水性环氧树脂浓度不断提高，在15℃下养护3天和养护7天的二界面胶结强度也在不断提高，说明水性环氧树脂粘结液能有效提高水合物地层二界面胶结强度。根据表2可知，地层经过溶蚀处理后二界面胶结强度相较于未经过溶蚀处理的二界面胶结强度平均提升幅度在35～56％之间，这也充分说明了溶蚀地层能较大幅度提升地层-水泥环界面胶结强度。
试验例2：水性环氧粘结液与水泥浆相容性评价
以实施例3中的水性环氧粘结液为测试对象，按标准GB/T 19139-2012“油井水泥试验方法”制备浆体，将粘结液和水泥浆以不同混合比搅拌均匀后使用ZNN-D6型旋转粘度计测量混合体的流变性，并用高温高压稠化仪测量混合体的稠化时间，实验结果如表3。根据表3可知，添加水性环氧粘结液的水泥浆流变模式都符合幂律模式，且流性指数n变化不大，稠化时间以及抗压强度都能满足现场固井施工的相关要求。
表3水性环氧粘结液与水泥浆相容性测试
Figure BDA0003341809940000081
试验例3：地层预处理液对钻井液的性能影响评价
以实施例1中的地层预处理液为测试对象，将其和钻井液以不同混合比搅拌均匀后,使用ZNN-D6型旋转粘度计测量混合物的流变性，实验结果如表4。根据表4可知，地层预处理液与钻井液、按照不同比例混合后，混合流体的流变性较好，没有沉淀或絮凝现象出现，说明地层预处理液与钻井液有良好的配伍性，对钻井液性能不会产生不良的影响。
表4地层预处理液对钻井液性能影响测试
Figure BDA0003341809940000082
综上所述，本发明所提供的一种提高海洋天然气水合物地层固井二界面胶结强度的方法，能够较好地填充目前海洋天然气水合物层胶结质量改善方法的空白，能够有效提升海洋水合物层固井质量，并有效提高固井封固的完整性，具有较好的应用前景。
以上所述仅是本发明的具体实施方式，使本领域技术人员能够理解或实现本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所述的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (4)

1.一种提高海洋天然气水合物地层固井二界面胶结强度的方法，其包括如下步骤：
(1)将地层预处理液注入地层与套管之间的环空内；
(2)将粘结液注入地层与套管之间的环空内；
(3)将水泥浆注入地层与套管之间的环空内；
所述的一种提高海洋天然气水合物地层固井二界面胶结强度的方法，其特征在于，所述的地层预处理液为水、酸、缓蚀剂以及水合物抑制剂这四种组分复配而成，四种组分相互间的质量比为1:0.03～0.07:0.001～0.01:0.005～0.012；所述的水合物抑制剂为卵磷脂、乙二醇和氯化钙中的一种；所述的酸为盐酸；所述的缓蚀剂为咪唑啉类缓蚀剂；所述的水为淡水、海水和矿化度水中的一种；
所述的一种提高海洋天然气水合物地层固井二界面胶结强度的方法，其特征在于，所述的粘结液为水、超铺展剂、水性环氧树脂溶液以及水性环氧固化剂这四种组分复配而成，四种组分相互间的质量比为1:0.005～0.012:0.002～0.011:0.025～0.1375；
所述的一种提高海洋天然气水合物地层固井二界面胶结强度的方法，其特征在于，所述的水性环氧树脂溶液为改性双酚A型环氧树脂乳液，该改性双酚A型环氧树脂乳液各组分配比范围如下，用量以质量百分数表示：环氧树脂25～30％、聚乙二醇15～20％、甲基丙烯酸缩水甘油酯2～6％、丙烯酸丁脂1～5％、甲基丙烯酸0.1～2.0％、丙二醇甲醚0.1～3.0％、过氧化苯甲酰1.5～2.5％，其余为去离子水；所述的水性环氧树脂溶液为改性双酚A型环氧树脂乳液，其制备过程为：按配比将双酚A型环氧树脂和聚乙二醇加入到装有搅拌加热装置的三口烧瓶中，从90～100℃开始搅拌持续升温至190℃～220℃并保持恒温4～8小时，4～8小时后取2～4g样品检测环氧值,当环氧树脂的环氧值降低到初始值的45％～50％时停止加热，降低反应瓶中的反应温度至115℃～125℃，这时按配比加入丙二醇甲醚，持续保持温度在115℃～125℃，再按配比称取丙烯酸丁酯、甲基丙烯酸缩水甘油酯、甲基丙烯酸、过氧化叔丁酯或过氧化苯甲酰或偶氮二异丁腈混合均匀，在115℃～125℃温度下向三口瓶中均匀滴加丙烯酸丁酯、甲基丙烯酸缩水甘油酯、甲基丙烯酸、过氧化叔丁酯或过氧化苯甲酰或偶氮二异丁腈的混合物，在2～2.5小时内滴加完毕，然后降低三口瓶中的温度至75℃～80℃，在恒温下按配比缓慢滴加去离子水，将自乳化水性环氧树脂固含量调整至60±2％，此时便得到自乳化水性环氧树脂，该水性环氧树脂乳液具有较好的低温水溶解性能和低温固化性能。该水性环氧树脂乳液为一种乳白色液体，通过盐酸丙酮法测得环氧当量为220～240，密度介于1.09～1.21g/cm3；所述的水性环氧固化剂，具体为聚酰胺与环氧树脂和聚醚多元醇缩水甘油醚按照重量比为0.6～1.0:0.3-0.8:0.5～1.0组成的混合体，为一种淡黄色均匀流体，固体含量45±2％，pH＝8～11，粒径≤1.5μm，抗冻能力≧-10℃；所述的水为淡水、海水和矿化度水中的一种；所述的超铺展剂为三硅氧烷类表面活性剂。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，水泥浆包括如下质量份的组分，或由如下质量份的组分组成：油井水泥100份，降失水剂0.6～1.2份，减阻剂0.40～0.85份，复合早强剂2.0～5.5份，消泡剂0.2～0.6份，水44～60份；所述的油井水泥可以是API油井G级水泥、油井A级水泥、油井C级水泥中的一种；所述的降失水剂为醋酸乙烯酯-乙烯交联类降失水剂、丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)聚合类降失水剂中的的一种或两种混合；所述的减阻剂为磺化甲醛-丙酮缩聚物减阻剂、聚萘磺酸盐减阻剂中的一种；所述的复合早强剂为KCl、Na2SO4、LiOH、Ca(NO2)2这四种组分复配而成，四种组分相互间的组成比例为1:0.43～0.72:0.26～0.55:0.15～0.36；所述的消泡剂为硅醚共聚类、聚醚类、有机硅氧烷消泡剂中的一种；所述的水是淡水、海水和矿化度水中的一种。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于，步骤(1)中所述的地层预处理液与地层的接触时间为180s～420s，优选210～300s。
4.根据权利要求1～3中任意一项所述的方法，其特征在于，步骤(2)中所述的粘结液与地层的接触时间为180s～420s，优选210～300s。
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